uma metodologia para seleÇÃo e classificaÇÃo de ... · engenharia de manutenção –...
TRANSCRIPT
UNIVERSIDADE FEDERAL DE PERNAMBUCO
CENTRO DE TECNOLOGIA E GEOCIÊNCIAS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
UMA METODOLOGIA PARA SELEÇÃO E CLASSIFICAÇÃO DE DISJUNTORES DE ALTA E
EXTRA ALTA TENSÃO COMO OBSOLETOS
por
VALMIR PINHEIRO COSTA
Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da
Universidade Federal de Pernambuco como parte dos requisitos para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.
ORIENTADOR: MANOEL AFONSO DE CARVALHO JÚNIOR
Ph.D.
Recife, marco de 2004.
Valmir Pinheiro Costa, 2004
III
Dedico este trabalho aos meus pais
Almir e Zizi,
minha esposa
Fátima,
e aos meus filhos
Vítor e Laís.
IV
AGRADECIMENTOS
A Deus, luz força maior que mantém nosso caminho iluminado para novas conquistas.
A minha família, particularmente a minha esposa Fátima e meus filhos Vítor e Laís, que
pacientemente prestaram sua solidariedade nos momentos mais difíceis.
A Chesf, pelo patrocínio e oportunidade dada para a realização do curso de pós-graduação.
Aos gerentes da Chesf, particularmente ao gerente da minha área, aos colegas do DMS –
Departamento de Manutenção de Subestações, que direta ou indiretamente contribuíram e deram
apoio necessário.
Aos professores da Universidade, em especial ao Professor Doutor Manoel Afonso de Carvalho,
pelos ensinamentos recebidos, palavras de incentivo, suporte técnico e pelas relações de amizades
formadas.
Aos colegas de turma do mestrado Prodespo-UFPE-Chesf-Eletrobrás, pelo excelente convívio,
apoio e companheirismo.
Finalmente, agradeço a todos, que durante o projeto, apresentaram seu apoio contribuindo para a
realização desse trabalho.
V
Resumo da Dissertação apresentada à UFPE como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.
UMA METODOLOGIA PARA SELEÇÃO E CLASSIFICAÇÃO DE DISJUNTORES DE ALTA E EXTRA
ALTA TENSÃO COMO OBSOLETOS
Valmir Pinheiro Costa Março/ 2004
Orientador: Manoel Afonso de Carvalho Júnior; Ph.D
Área de Concentração: Processamento de Energia
Palavras-chave: Manutenção; risco; disjuntor; confiabilidade.
Numero de Paginas: 93.
Grande parte dos equipamentos elétricos de sistemas potência são projetados para uma
expectativa de vida entre 25 e 35 anos, porém disjuntores submetidos a boas políticas de
manutenção, incrementados com sistemas de monitoramento e diagnóstico podem chegar a
mais de 50 anos de operação. Por outro lado, o acúmulo de falhas em serviço, elevam os
custos de exploração, muitas vezes com perdas econômicas, evolvendo o pagamento de
multas, danos a pessoas, meio ambiente e a própria imagem da empresa. A partir da
contextualização do ambiente de restruturação regulamentar e institucional em prática no
setor elétrico brasileiro, da implantação de políticas de aplicação e manutenção de disjuntores
de alta e extra alta tensão, bem como o gerenciamento de risco para o sistema elétrico em
operação, serão discutidos aspectos sobre vida residual e extensão de vida desta família de
equipamentos, possibilitando um tratamento sistemático para seleção e classificação de
disjuntores como obsoletos. Trata-se de uma importante ferramenta de apoio para as equipes
de programação e análise de intervenções de manutenção em disjuntores, bem como, suporte
para análise e discussão do montante de recursos financeiros destinados a substituição
preventiva de disjuntores de alta e extra alta tensão.
VI
Abstract of Dissertation presented to UFPE as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master in Electrical Engineering.
SELECTION AND CLASSIFIER PROCEDURE OF HIGH VOLTAGE CIRCUIT BREAKERS SUCH ON OUTWORN
Valmir Pinheiro Costa Março/ 2004
Supervisor: Manoel Afonso de Carvalho Júnior
Area of Concentration: Processing Energy
Keywords: Maintenance, risk, circuit breakers, time life, reliability, maintainability, availability, management, end-of-life, residual life, replacement, refurbishment, life cycle costs.
Number of Pages: 93.
Most of electrical equipment is planned for lifetime about 25 to 30 years. Otherwise, if
submitted to good maintenance plans and good supervision systems, this lifetime could be
expect up to double of the original. However, failures during operation increase the cost, may
result in contract penalties and other environment poultice, some with negative reflections to
the company. Beginning from the new structure of government electric rules, basic concepts
of high and extra high voltage breakers and general rules of maintenance engineering, electric
system risk management the treatment of reparable or non reparable equipment, this text
discuss points related to residual timelife, going up to a treatment about major factors to be
considered to select and classify the obsolete breakers. So, this text can be used as an
important support instrument to planning and analyzing maintenance high and extra high
voltage breakers teams, and also support the analysis and discussion of the budget amount to
apply in breakers preventive changing programs.
VII
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ix
LISTA DE TABELAS x
LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS xi
1 INTRODUÇÃO
1.1. Organização do Trabalho
Pág 01
Pág 04
2 CONTEXTUALIZAÇÃO
Pág 06
3 DISJUNTOR DE ALTA TENSÃO
3.1. Tipos construtivos – disjuntores a óleo, ar comprimido, gás SF6, vácuo.
3.2. Principais Componentes
3.3. O disjuntor na rede
3.4. Ensaios
Pág 12
Pág 13
Pág 19
Pág 20
Pág 22
4 MANUTENÇÃO
4.1. Manutenção – Introdução e Evolução
4.2. A Falha
4.3. Modo de Falha
4.4. Características das Falhas
4.5. Engenharia de Manutenção – confiabilidade, taxa de falha, teste de hipóteses estatísticas, mantenabilidade, disponibilidade, equipamentos reparáveis e não reparáveis.
Pág 24
Pág 24
Pág 28
Pág 30
Pág 31
Pág 32
5 CICLO DE VIDA DE DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO
5.1. Ciclo de Vida de Disjuntores e Política de Manutenção Preventiva
5.2. Final de Um Período de Serviço
5.3. Vida Residual de Disjuntores de Alta Tensão
Pág 51
Pág 52
Pág 58
Pág 58
VIII
5.4. Extensão de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
5.5. Final de Vida e Obsoletismo de Disjuntores de Alta Tensão – tempo de vida, performance, análise de risco, orfandade.
5.6. Custos de Manutenção
5.7. Considerações Finais
Pág 61
Pág 62
Pág 76
Pág 79
6 SELEÇÃO E CLASSIFICAÇÃO DE DISJUNTORES COMO OBSOLETOS
6.1. Seleção de Disjuntores como obsoletos
6.2. Processo de Priorização
6.3. Exemplo de Aplicação
Pág 80
Pág 81
Pág 85
Pág 87
7 CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
7.1. Conclusões
7.2. Sugestões para trabalhos futuros
Pág 91
Pág 91
Pág 93
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS Pág 94
IX
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 Disjuntores de Classe de Tensão igual ou superior a 230kV Pág 4
Figura 3.1 Operação de Abertura e Extinção do Arco - Disjuntor tipo Puffer (Siemens)
Pág 17
Figura 3.2 Evolução da Capacidade de Interrupção Pág 18
Figura 4.1 Ciclo de Vida Típico Pág 27
Figura 4.2 Risco Percebido Pág 33
Figura 4.3 Densidade de Probabilidade Pág 35
Figura 4.4 Curva de Banheira Pág 39
Figura 4.5 Teste Unilateral Direito Pág 41
Figura 4.6 Distribuição t de Student como aproximação da Curva Normal Pág 44
Figura 4.7 Utilizando a Estatística de Teste t Pág 45
Figura 4.8 Compromisso entre a Confiabilidade e Mantenabilidade Pág 48
Figura 4.9 Tempo entre Falhas, Tempo até a Falha, Tempo para Reparo. Pág 50
Figura 5.1 Durabilidade e Período de Comercialização Pág 53
Figura 5.2 Vida Operacional Pág 54
Figura 5.3 Ciclos de Manutenção e Períodos de Serviço Pág 55
Figura 5.4 Análise do Tempo de Operação Pág 64
Figura 5.5 Processo de Gerenciamento do Risco Pág 70
Figura 5.6 Matriz de Risco Pág 72
Figura 5.7 Nível de Risco Pág 75
Figura 5.8 Composição de Custos de Exploração Pág 78
Figura 5.9 Duração da Vida Econômica Pág 79
Figura 6.1 Seleção dos Disjuntores Obsoletos – fluxograma básico Pág 82
Figura 7.1 Evolução do Preço de Disjuntores de 242 kV – 40 kA Pág 92
X
LISTA DE TABELAS
Tabela 5.1 Monitorando Componentes Pág 60
Tabela 5.2 MOCBF & MTBF do Mecanismo de Operação de Disjuntores Pág 60
Tabela 5.3 Risco Associado a perdas Econômicas Pág 72
Tabela 5.4 Conseqüências da falha Pág 74
Tabela 6.1.a Estudo da Estrutura de Manutenção Pág 83
Tabela 6.1.b Estudo do Tempo de Vida Pág 84
Tabela 6.1.b Estudo do Grau de Risco Pág 85
Tabela 6.2 Definição de Prioridades para Substituição Preventiva Pág 86
XI
LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS
ββββ Número de falhas médio
λλλλ(t) Função taxa de falha
A(t) Função disponibilidade
CIGRÉ International Council on Large Eletric Systems
CPST Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão
f(t) Função densidade de falha
GQT Gerenciamento pela Qualidade Total
GVO Grande Volume de Óleo
M(t) Função mantenabilidade ou manutenabilidade
MCC Manutenção Centrada na Confiabilidade
MOCBF Mean Operating-Cycles between Major Failure
MTBF Mean Time Between Failures
MTTF Mean Time to Failure
ONS Operador Nacional do Sistema
PAR Plano de Ampliação e Reforços
PS Período de serviço
PV Parcela Variável
PVO Pequeno Volume de Óleo
Q(t) Distribuição acumulada de falha
R(t) Função Confiabilidade ou função sobrevivência
RCM Releability Centered Maintanence
ROCOF Rate of occurrence of failures
SF6 Hexa Fluoreto de Enxofre
SIN Sistema Interligado Nacional
TBF Time Between Failures
XII
LISTA DE ABREVIAÇÕES E SÍMBOLOS
TDF Taxa de Desligamento Forçado
TF Taxa de Falha
TMRF Tempo Médio de Reparo da Função
TPM Total Productive Maintenance
TRT Tensão de restabelecimento Transitória
TRV Transient Recovery Voltage
TTR Time to Repair
U F P E - DEESP Capítulo 1 - Introdução
Capítulo 1
Introdução
Grandes blocos de energia elétrica são entregues aos centros consumidores através de
sistemas de transmissão de energia elétrica, com suas linhas de transmissão e subestações
interligadas.
Os disjuntores e transformadores de potência, principais equipamentos das subestações,
historicamente foram concebidos para uma expectativa de vida entre 25 a 35 anos. Porém,
muitos deles, se corretamente especificados e submetidos a bons planos de manutenção,
chegam a duplicar essa expectativa, principalmente quando há investimentos em sistemas
de monitoramento e diagnóstico, sistemas de proteção mais rápidos e precisos. Esses
fatores, os bons resultados da política de manutenção adotada e a crescente escassez de
recursos para investimento, tem levado as empresas a trabalhar com uma proposta de
sobrevida dos seus ativos.
Por outro lado, falhas em serviço normalmente impõem elevados custos, alguns devido a
multas previstas nas legislações vigentes, sejam originadas diretamente do agente
regulador ou das legislações ambiental ou trabalhista específicas, que podem
eventualmente interferir fortemente nos resultados financeiros e políticas estratégicos da
empresa. Os riscos identificados nas análises para decisão de manter um equipamento em
2
U F P E - DEESP Capítulo 1 - Introdução
operação, cresce exponencialmente quando o mesmo está operando a mais tempo do que a
expectativa de vida inicial.
Uma análise para caracterização de que um equipamento está no final da vida útil ou
obsoleto, considera diversos argumentos suportados ou não por indicadores de
desempenho operacionais, os quais podem ser agrupados em três categorias básicas, todas
diretamente relacionadas com resultados tangíveis e intangíveis da exploração do sistema:
! Técnicos: a manutenção deve ser capaz de responder a questionamentos relacionados a
indicadores de desempenho, como por exemplo se a taxa de falha do equipamento está
sob controle estatístico.
Uma falha de um equipamento elétrico de potência, quando originada na sua estrutura
de isolamento, normalmente resulta em explosão, em geral com perda total do ativo,
quando o reparo é muitas vezes antieconômico, podendo até ser de realização
impossível, principalmente para os equipamentos mais antigos.
Aguardar até o último momento para definir a troca de um equipamento que está em
operação é um dos objetivos da manutenção, nesse caso a sua atuação é fortemente
influenciada pela qualidade do processo de análise de informações ao longo da vida do
ativo, equipes de manutenção bem treinadas, uma política eficaz de disponibilidade de
peças sobressalentes, dentre outros.
! De adequação: relacionado com a adequação atual ou futura do equipamento para
operar num determinado ponto da rede, deve levar em consideração a evolução da
configuração e da carga da subestação. Para disjuntores, a corrente máxima de carga, a
corrente máxima de manobra em curto-circuito, os valores de pico e taxa de
crescimento da tensão de restabelecimento transitória para falhas terminais são
parâmetros de decisão que podem indicar a necessidade de investir na substituição do
equipamento.
! Econômicos: os novos equipamentos são mais eficientes, principalmente quando os
custos de manutenção dos equipamentos mais velhos são muito elevados, justificando
uma proposta de troca do ativo, então considerado obsoleto. A argumentação técnica de
manter um ativo em operação sempre é baseada em análises de risco, onde a falha é
3
U F P E - DEESP Capítulo 1 - Introdução
tratada como uma combinação entre a probabilidade de ocorrência e as suas
conseqüências. Observar que a análise qualitativa e quantitativa das conseqüências de
uma falha, mesmo que tratadas como perdas econômicas, danos à vida humana ou ao
meio ambiente, pode ser feita de forma subjetiva.
O tratamento de aspectos técnicos e econômicos que podem levar a decretação da
eutanásia para um equipamento ou um grupo deles, passa pela análise de uma série de
opções que vão desde o incremento de manutenção, da instalação de sistemas de
monitoramento e diagnóstico que detectem uma falha em evolução ou iminente, execução
de uma renovação geral para trazer o equipamento ao estado de novo, o estudo e
implementação de melhorias para modernizar o projeto original, incrementando melhores
resultados para a função disponibilidade, ou até mesmo a continuidade da execução do
plano de manutenção preventiva original.
Dentre os equipamentos de uma subestação, os disjuntores ocupam lugar de destaque,
integram o sistema de segurança do empreendimento. Manobra circuitos elétricos, ou seja,
conecta ou desconecta do sistema de potência máquinas, transformadores, linhas de
transmissão ou equipamentos de regulação, muitas vezes em condições bastante adversas.
Os sistema de segurança de qualquer instalação têm papel singular em qualquer
empreendimento industrial ou social, pois um desempenho inadequado deste, pode por em
risco o sucesso do empreendimento, muitas vezes com conseqüências desastrosas para a
empresa, sociedade e o meio ambiente ( SIQUEIRA, 2000 ).
O principal objetivo do presente trabalho é discutir fatores que devem ser levados em
consideração, dentro do ciclo operacional de disjuntores de alta e extra alta tensão,
parâmetros de avaliação adequados e os fatores de riscos associados, para identificar
equipamentos que, sob o ponto de vista da engenharia da manutenção, são considerados
como obsoletos ou em final de vida útil.
Os grandes gastos em manutenção de disjuntores de classe de tensão igual ou superior a
230kV são efetuados ao final de cada ciclo de manutenção, momento em que é prevista
4
U F P E - DEESP Capítulo 1 - Introdução
uma intervenção de grande porte. Nessa classe de tensão, normalmente ela é programada a
intervalos de 16 a 25 anos de operação.
A figura 1.1 a seguir mostra a distribuição percentual do tempo de operação dos
disjuntores atualmente em serviço na Chesf – Companhia Hidroelétrica do São Francisco,
com classe de tensão igual ou superior a 230 kV, onde observa-se uma concentração de
equipamentos no final do primeiro ou metade do segundo ciclo de manutenção.
Figura 1.1 – Disjuntores de Classe de Tensão igual ou superior a 230kV
1.1. Organização do Trabalho
No capítulo 2 é feita uma contextualização da função manutenção e do gerenciamento de
riscos, além da restruturação regulamentar e institucional em prática no setor elétrico
brasileiro.
Nos capítulos 3 e 4, respectivamente Disjuntores de Alta Tensão e Manutenção, são
discutidos alguns termos e conceitos sobre o equipamento em estudo, no caso disjuntores
de alta e extra alta tensão, bem como os conceitos e definições formais e correntes
utilizadas pela engenharia de manutenção.
40%
11%
1% 0%
48%
Dis
trib
uiçã
o da
idad
e de
Dis
junt
ores
Te
nsão
igua
l ou
supe
rior a
230
kV
até 15 anos 16 – 29 30 – 40 41 – 50 > 50
5
U F P E - DEESP Capítulo 1 - Introdução
No capítulo 5, Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão, vários aspectos serão
discutidos, a partir de algumas considerações sobre ciclo de vida, política de manutenção
preventiva, vida residual, possibilidade de extensão de vida operativa, alguns aspectos
tangíveis e outros intangíveis para seleção e classificação de disjuntores como obsoletos,
associando a uma política de levantamento e classificação de risco.
No capítulo seguinte, sob o título Seleção e Classificação de Disjuntores como
Obsoletos, a partir da análise conjunta de diversos atributos, tais como a capacidade de
atendimento da estrutura de manutenção, tempo de operação, tempo até a próxima
manutenção de grande porte e grau de risco, é proposta a metodologia para seleção de
disjuntores de alta e extra alta tensão como obsoletos. A consideração de outros atributos
completa a análise, estabelecendo uma classificação de prioridade para atuação da
manutenção.
Finalmente, no capítulo 7, Conclusões e Recomendações, com algumas considerações
finais e sugestões para trabalhos futuros.
U F P E - DEESP Capítulo 2 - Contextualização
Capítulo 2
Contextualização
A evolução da Manutenção tradicional para uma função diretamente relacionada a Gestão
de Ativos ( Asset Management ) vai tomando forma na medida em que a Função
Manutenção passa a ser solicitada para decisões sobre ciclo de vida de equipamentos,
avaliar custos e benefícios no momento de definir a política de manutenção a ser adotada,
buscar ganhos de produtividade em relação ao capital investido, de acordo com as
diretrizes estratégicas adequadas a realidades vividas por cada empresa .
No passado, a decisão de substituir um ativo era baseada estritamente em critérios técnicos
e operacionais, e muitas vezes dependia da postura mais arrojada dos gerentes frente a
indicadores de desempenho alcançados. Pressões para uma maior eficiência operacional e
cobranças relativas ao retorno do capital investido, exigem uma demanda maior para
formalização de justificativas técnicas e econômicas associadas a risco, que levam em
conta o grau de criticidade de um equipamento no processo. Assim, discutir investimentos
para garantir níveis de disponibilidade, redução de custos diretos de manutenção, avaliar a
partir da análise dos riscos e suas conseqüências para o sistema, sociedade ou meio
ambiente, quanto a conveniência de manter em operação um equipamento que tem uma
grande chance de falhar, são exigências cada vez mais comuns no ambiente de
manutenção.
7
U F P E - DEESP Capítulo 2 - Contextualização
O setor elétrico brasileiro vem sofrendo desde 1998 um profundo processo de
reestruturação regulamentar e Institucional, a partir da criação da agência reguladora
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, e posteriormente o ONS – Operador
Nacional do Sistema, este último responsável pela coordenação, supervisão e controle da
operação da geração e transmissão de energia elétrica no âmbito do sistema interligado
nacional ( SIN ).
A Aneel estabeleceu e implantou normas e procedimentos com a finalidade de regular e
fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica.
Diversos contratos foram assinados entre os agentes envolvidos, bem como foram
implantados diversos documentos chamados Procedimentos de Rede que estabeleceram as
regras e requisitos de desempenho envolvendo as etapas de planejamento, a implantação, e
exploração do sistema de transmissão de energia elétrica.
O Procedimento de Rede módulo 2 (ONS, 2004), Padrões de Desempenho da Rede
Básica e Requisitos Mínimos para suas Instalações, são aplicados para novas instalações,
porém está regulamentado para instalações já existentes e pertencentes a rede básica, que o
desempenho será monitorado de forma a identificar a distância entre os padrões verificados
e os requisitos que foram estabelecidos para novos instalações, para que, identificadas
anomalias o ONS e os agentes envolvidos devem propor medidas corretivas para
adequação. Para esse acompanhamento, foram estabelecidos indicadores de desempenho
da manutenção, no submódulo 2.7, que dentre outros, são definidos para disjuntores os
indicadores Taxa de Desligamento Forçado (TDF) e Tempo Médio de Reparo da Função
(TMRF ou em inglês MTTR), os quais são apurados e comparados com valores limites
estabelecidos para patamares considerados como normais, de alerta e insatisfatório. Esses
indicadores, junto com o indicador de Taxa de Falha (TF) serão utilizados, para
formalização por parte do ONS junto aos agentes envolvidos, quando são exigidas
providências visando a recuperação dos mesmos, podendo, se não recuperados, serem
propostas penalidades de advertência e até multas.
O procedimento de rede módulo 4 (ONS, 2004), Ampliações e Reforços na Rede Básica,
objetiva estabelecer as condições, os critérios e os procedimentos que permitam ao ONS
8
U F P E - DEESP Capítulo 2 - Contextualização
cumprir a responsabilidade legal de propor as ampliações e os reforços na Rede Básica,
através do documento “Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica – PAR”, que é
subdividido em necessidades de “Ampliação da Rede Básica”, “Reforço da Rede Básica” e
“Melhorias”.
As melhorias na rede básica de transmissão são implantações ou substituições de
equipamentos visando manter a disponibilidade e a supervisão das instalações da
transmissão, não acarretando modificações de topologia da rede. Essas melhorias são
propostas pelos agentes interessados através de relatórios técnicos, as quais, se acatados
pelo ONS e reconhecidas pela Aneel, farão parte do PAR, garantindo a revisão da receita
anual permitida.
A experiência vem demonstrando que apenas a caracterização de disjuntores em estado de
obsolescência, através de análises estatísticas de possível degradação nos indicadores de
desempenho ( taxa de falha, tempo médio de reparo da função, etc), mesmo que reforçadas
por argumentos como a impossibilidade de se executar o programa de manutenção normal,
não garante a inclusão desses investimentos dentro dos programas de melhorias da rede
básica, até por que, nos critérios para os estudos de confiabilidade, um dos pilares para a
elaboração do PAR (ONS, 2004), não são consideradas referências para taxa de falhas em
disjuntores aplicados em instalações como terminais de linhas de transmissão, ou de
transformadores.
Por outro lado, ainda referente as orientações contidas no procedimento de rede módulo 2,
não deixa claro se as anomalias identificadas a partir da distância entre os requisitos
exigidos para as novas instalações e as existentes podem ser tratadas como melhorias, e
conseqüentemente incorporadas no Plano de Ampliação e Reforços.
O procedimento de rede módulo 16 (ONS, 2004), Acompanhamento da Manutenção,
dentro do contexto maior de garantir a operação segura do sistema interligado, estabelece a
necessidade por parte do ONS, em verificar através do acompanhamento dos programas e
manutenção da rede e operação, se atividades mínimas de manutenção estão sendo
executadas.
O documento com as atividades mínimas de manutenção, registra as atividades que devem
ser executadas em equipamentos ou instalações, segundo critérios ou periodicidades
9
U F P E - DEESP Capítulo 2 - Contextualização
definidos pelos Agentes detentores do ativo, visando garantir que sejam preservadas as
características originais e de projeto, no que se refere a confiabilidade, funcionalidade,
operacionalidade e segurança (ONS, 2004). Portanto, definidas as atividades mínimas de
manutenção, naturalmente originadas dos planos de manutenção em prática, as empresas
são fiscalizadas quanto a sua execução.
Cabe aos agentes interessados investir fortemente na gestão dos seus ativos, procurando
estabelecer um canal de discussão com o ONS e Aneel sobre a garantia de desempenho das
funções, incluindo os seus disjuntores associados, com justificativas técnicas claras e
objetivas sobre a expectativa de manter padrões de desempenho adequados, principalmente
para os equipamentos antigos.
A Cláusula 25a do CPST estabelece que a transmissora será descontada da Receita Anual
Permitida, de uma Parcela Variável ( PV ), que reflete a indisponibilidade de uma
determinada função, por exemplo, no caso de perda de uma conexão de transformador ou
linha de transmissão provocada por uma falha num disjuntor, uma parcela variável para
desconto. A fórmula de cálculo do valor mensal da parcela variável é composta de dois
termos, o primeiro com o somatório da duração dos desligamentos programados e o
segundo com o somatório de outros desligamentos:
)(24
)(24 11
i
NO
i
NP
ii DODKo
DPBDDPKp
DPBPV ××
×+××
×= ∑∑
==
(2.1)
DDP ! duração, em horas, de cada desligamento de ordem “i”, do tipo programado,
dentro do mês de referência.
DOD ! duração, em horas, de cada desligamento de ordem “i”, do tipo não programado,
dentro do mês de referência.
PB ! pagamento mensal de base da instalação ( a função linha de transmissão é uma
instalação ).
Kp ! fator para desligamentos programados = Ko/15.
10
U F P E - DEESP Capítulo 2 - Contextualização
Ko ! fator para outros desligamentos de até 5 horas após o primeiro minuto, reduzido
para o valor Kp, após a quinta hora.
NP ! número de desligamentos programados para a instalação ao longo do mês
NO ! número de outros desligamentos da instalação ao longo do mês
D ! número de dias do mês
Comentários adicionais:
a) Não são considerados desligamentos com duração inferior a 1(um) minuto;
b) O parâmetro “Ko” vale 150 para equipamento com nível de tensão acima de 230kV e
100 para equipamentos com nível de tensão de 230kV ;
c) Observar que todos os equipamentos que compõem um determinado terminal são
solidários, isto é, o desligamento de qualquer um dos equipamentos, inclusive o
disjuntor, e que acarrete a indisponibilidade de toda a função, contribui para o cálculo
da parcela variável.
d) Dentro do contexto apresentado, e considerando que a grande maioria das instalações
de transmissão são projetadas com previsão de uso de disjuntores de transferência, a
análise de ocorrências deve ser direcionada para os desligamentos intempestivos, que
provocou a indisponibilidade de uma função e com duração acima 1(um) minuto.
Alguns termos utilizados neste capítulo, fonte Procedimento de Rede número 20,
Definições e Glossário (ONS, 2004):
a) Rede de Operação – União da Rede Básica, Rede Complementar e as Usinas integradas
em que o ONS exerce a coordenação, supervisão e controle da operação do sistema
elétrico nacional;
b) Rede Básica – Instalações pertencentes ao Sistema Interligado Nacional segundo regras
e condições estabelecidas pela Aneel;
c) Rede Complementar – Rede fora dos limites da rede básica, cujos fenômenos têm
influência significativa na rede básica;
11
U F P E - DEESP Capítulo 2 - Contextualização
d) Instalação – Conjunto de partes, elétricas ou não elétricas, necessárias ao
funcionamento de um sistema elétrico ou de um de seus elementos. Usinas, subestações
e linhas de transmissão são exemplos de instalação;
e) Sistema Interligado Nacional (SIN) – Instalações responsáveis pelo suprimento de
energia elétrica a todas as regiões do país, interligadas eletricamente;
f) TDF – Taxa de Desligamento Forçado: Expressa a incidência de falhas e interrupções
de emergência nas horas de serviços de um equipamento ou de unidades pertencentes
ao mesmo conjunto, no período considerado, referido a um ano padrão de 8.760 horas;
g) TMRF ou MTTR – Tempo Médio de Reparo da Função: Expressa o tempo em que a
função permaneceu indisponível para a operação ou para execução de uma manutenção
forçada;
h) TF – Taxa de Falha: Expressa a incidência de falhas nas horas de serviço de um
equipamento ou de unidades pertencente a um mesmo conjunto, no período
considerado, referido a um ano padrão de 8.760 horas;
i) Agente – cada uma das partes envolvidas em regulamentação, planejamento, acesso,
expansão e operação do sistema elétrico, bem como em comercialização e consulmo de
energia elétrica;
j) CPST (Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão ) – Contrato celebrado entre
o ONS e os concessionários de transmissão que estabelece os termos e condições para
prestação de serviços de transmissão de energia elétrica aos usuários, por um
concessionário detentor de instalações de transmissão pertencentes à rede básica, sob a
administração e coordenação do ONS ;
k) CCT ( Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão ) – Contrato celebrado entre os
usuários e os concessionários de transmissão, que estabelece os termos e condições
para a conexão dos usuários à rede básica, definindo, também os direitos e obrigações
de cada contratante.
U F P E - DEESP Capítulo 3- Disjuntores de Alta Tensão
Capítulo 3
Disjuntores de Alta Tensão
A norma IEC-50 (1984) “International Electrotechnical Vocabulary” define disjuntores de
alta tensão como: “Um dispositivo mecânico de manobra, capaz de estabelecer, conduzir e
interromper correntes elétricas nas condições normais de circuito, assim como estabelecer ,
conduzir durante um tempo especificado e interromper corrente sob condições anormais
especificadas do circuito, tais como curto-circuito” (COLOMBO,1990) .
No estado fechado o disjuntor deve suportar a corrente nominal do circuito, no estado
aberto a distância de isolamento entre os contatos deve suportar a tensão de operação, bem
como sobretensões internas e externas devido a surtos de manobra ou descargas
atmosféricas. Quando em estado de transição para fechamento ou abertura dos circuitos
elétricos, o disjuntor deve ser capaz de dominar todos os casos de manobras possíveis no
ponto da rede onde está instalado, inclusive conduzir e abrir adequadamente correntes de
curto-circuito.
No mundo dos equipamentos, vários requisitos exigidos para disjuntores são únicos,
freqüentemente permanecem fechados em condições de inatividade operacional mecânica
por longos períodos, meses e até anos, e devem responder a uma necessidade de abrir
correntes de curto-circuito em milisegundos, sem o menor desvio das especificações. Para
se ter uma idéia, em geral o tempo de operação de abertura do pesado mecanismo de
acionamento de um disjuntor de 500 kV é tipicamente de 1 ½ a 2 ciclos, isto é, até 33
milisegundos. Disjuntores de alta tensão, freqüentemente denominados disjuntores de
potência (Power Circuit Breakers), são os principais elementos de segurança, bem como os
13
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
mais eficientes e complexos aparelhos de manobra em uso nas redes elétricas (BC
HYDRO, 1996).
Há no mercado uma grande diversidade de disjuntores de alta e extra alta tensão, que
podem ser classificados por tecnologia de construção, instalação, classe de tensão, meio de
extinção do arco e mecanismo de acionamento.
! Tecnologia de construção: óleo a grande volume (GVO), óleo a pequeno volume
(PVO), ar comprimido, SF6 dupla pressão, SF6 pressão simples, vácuo.
! Instalação: uso interno e uso externo.
! Classe de tensão: 63k ≤ V < 100kV, 100k ≤ V < 200kV, 200k ≤ V < 300kV, 300k ≤ V
< 500kV, 500k ≤ V < 700kV, 700kV ≤ V.
! Meio de extinção: óleo, SF6, ar comprimido, vácuo.
! Mecanismo de acionamento: mola, pneumático e hidráulico.
3.1. Tipos Construtivos
3.1.1. Disjuntores a Óleo
O óleo mineral com suas destacadas características de material isolante e extintor, foi
usado desde os primeiros tempos de fabricação de disjuntores. Os disjuntores a óleo são
subdivididos em dois grandes grupos, os disjuntores a grande volume de óleo ( GVO ) e os
disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO).
No tipo de grande volume de óleo (GVO) os contatos ficam no centro de um grande tanque
contendo óleo ( cerca de 9 mil litros por fase para disjuntores de 230kV ), que é usado
tanto para interrupção das correntes, quanto para prover um isolamento para a terra.
Originalmente desenvolvidos na segunda década do século passado, teve vários
aperfeiçoamentos até os anos 70 do século passado quando não foram mais fabricados, no
entanto ainda são muito comuns até hoje, particularmente em média tensão. De um modo
geral, os disjuntores a grande volume de óleo foram testados segundo normas não aceitas
atualmente, o que pode em função da análise de uma aplicação específica ser um fator
determinante para sua substituição.
14
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
Legislações e as práticas sociais atuais, principalmente relacionadas a proteção ao meio
ambiente, segurança no trabalho e bem estar social, juntamente com o melhor
conhecimento acerca dos riscos envolvidos e os possíveis danos no caso da ocorrência de
um sinistro, tem provocado uma constante revisão na política de uso do disjuntor GVO,
normalmente no sentido de reduzir os perigos, quando são exigidas proteções adicionais,
tipo bacias de contenção, paredes corta fogo, etc., que em muitos casos pode elevar
substancialmente os custos de manutenção.
Os disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO) ainda são muito utilizados na Europa.
Tecnologia considerada obsoleta devido principalmente as restrições impostas pela falta de
suporte de muitos dos fabricantes originais. Para este tipo de disjuntor, o óleo atua
principalmente para extinção do arco, e não necessariamente para isolação entre as partes
vivas e a terra. As recomendações de substituição são fortemente influenciadas por
aspectos relacionados a mantenabilidade (disponibilidade de peças de reposição, equipe
treinada para efetuar reparo, elevado tempo médio de reparo).
3.1.2. Disjuntores a Ar Comprimido
Utilizados entre as décadas de 50 e 80 do século passado, foram projetados inicialmente
para substituir os disjuntores a óleo aplicados em alta tensão, devido a sua elevada
capacidade de condução e interrupção de correntes, tornando viável sistemas de potência
com tensões de 400 kV, 500 kV e 800 kV já no final dos anos 60 (D’AJUZ et al., 1995).
Os sistemas eletro pneumáticos acoplados a estes disjuntores devem fornecer ar na
quantidade e pressão necessárias para proporcionar simultaneamente a sua operação
mecânica de abertura e fechamento dos contatos, bem como efetuar a extinção do arco
voltaico. O princípio de extinção consiste basicamente de criar um fluxo de ar sobre o arco,
quase sempre descarregando em seguida o volume de ar comprimido para a atmosfera.
A disponibilidade e mobilidade do meio extintor, que é também meio de acionamento
estão entre as principais vantagens desta tecnologia de disjuntores, porém como
desvantagem pode ser citado o elevado custo do sistema de ar comprimido, principalmente
em pequenas instalações onde cada disjuntor tem que ter sua própria central de ar. Já para
grandes instalações a necessidade de dispor de uma rede de distribuição de ar comprimido
15
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
em alta pressão (150 a 200 bar) por toda a subestação, eleva os níveis de riscos envolvidos
bem como necessitam de freqüentes manutenções. Ainda como desvantagem dessa
tecnologia, cita-se as limitações impostas pelos elevados níveis de ruídos durante manobras
principalmente para subestações montadas junto de áreas residenciais.
A aplicação em larga escala destes disjuntores perdurou até o início dos anos 70, com o
desenvolvimento de disjuntores a SF6 de pressão única, tornando-se uma tecnologia
obsoleta, consequentemente grande parte do parque instalado de disjuntores de extra alta
tensão tem mais de 25 anos de idade.
Discussões com os fabricantes e observações sobre o estado dos diversos componentes
durante o programa de manutenção, demonstram que após 25 anos de uso, a depender
também da freqüência de manobras, estes disjuntores devem passar por grandes revisões
(manutenções gerais), particularmente devido aos desgastes observados em anéis, juntas de
vedação e impacto, partes móveis e sistemas de ar comprimido. A opção de substituição
destes equipamentos não é considerada neste final de primeiro ciclo de manutenção,
apenas em circunstâncias particulares a substituição de algumas peças dos sistemas de ar
comprimido.
Grandes empresas do setor elétrico brasileiro e canadense, entre elas Chesf, utilizam, para
a maioria dos disjuntores de extra alta tensão a ar comprimido em operação, um programa
de manutenção de grande porte, utilizando peças sobressalentes originais, corrigindo e
adequando o projeto contra defeitos ou falhas sistemáticas, sugerindo que estes
equipamentos terão um desempenho satisfatório até pelo menos 50 anos de fabricação.
3.1.3. Disjuntores a SF6
Os primeiros disjuntores a hexafluoreto de enxofre (SF6), foram do tipo “dupla pressão”,
com o processo de extinção do arco voltaico baseado no princípio de funcionamento dos
disjuntores a ar comprimido. O gás SF6 é armazenado num recipiente de alta pressão, cerca
de 16 bar, e liberado sobre a região entre os contatos de forma sincronizada com a manobra
de abertura. A principal diferença com relação aos disjuntores a ar comprimido consiste no
fato do SF6 não ser descarregado para a atmosfera após atravessar as câmaras de
interrupção, e sim para um tanque que o mantém a baixa pressão (aproximadamente 3 bar).
Assim o gás a alta pressão é utilizado para interrupção do arco voltaico, já o SF6 a baixa
16
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
pressão mantém o isolamento entre as partes energizadas e a terra. Após a interrupção, o
gás descarregado no tanque de baixa pressão é bombeado novamente para o reservatório de
alta pressão, passando por filtros de alumina ativada para remoção de produtos da
decomposição do gás.
A baixa confiabilidade dos compressores de gás e sistemas associados de supervisão, a
grande quantidade de filtros e o desgaste da junta de vedação da válvula de sopro,
provocando vazamento de gás entre os recipientes de alta e baixa pressão são os principais
problemas de manutenção desta linha de disjuntores.
Em seguida foram desenvolvidos disjuntores tipo “puffer” também denominados de
“pressão única” que foi adotado pela maioria dos fabricantes de disjuntores a SF6.
Desenvolvidos em fins da década de 60, o gás está confinado em um sistema de pressão
única de 6 a 8 bar, conforme o tipo. O diferencial de pressão, sempre necessário nos
disjuntores de meio gasoso para criar um fluxo do gás sobre o arco, é conseguido criando-
se uma sobrepressão transitória a partir do movimento dos contatos durante a manobra de
abertura. A Figura 3.1 mostra esquematicamente tal operação (COLOMBO, 1986).
A corrente é conduzida pelas placas de contato (1), o primeiro contato fixo (2), os
segmentos de contato (3) montados anelarmente sob carga de molas, dentro do tubo de
contato móvel e o segundo contato fixo (2). Os dois contatos fixos, quando ocorre a
posição “fechado”, são ligados entre si pelos segmentos de contato, ou seja pelo contato
móvel. Este é rigidamente acoplado ao cilindro de sopro (4) e entre ambos está um êmbolo
fixo de forma anelar (5). Ao comando de abertura no disjuntor, o contato móvel e o
cilindro começam a se movimentar, comprimindo o gás contra o êmbolo fixo (Figura
3.1b). A pressão neste espaço vai aumentando com diminuição do volume até o momento
que os contatos se separam. Verifica-se, então, o aparecimento do arco e ao mesmo tempo
a descarga da sobrepressão para o resto do sistema, ocasionando o fluxo de gás (Figura
3.1c), sobre o arco, extinguindo-o. Desta maneira tornam-se desnecessários todos os
implementos de geração de alta pressão e injeção temporizadora do gás sobre o arco, que
existiam nos disjuntores a dupla pressão, ou seja, o sistema de compressor, válvulas e
registros, mecanismo de válvula de sopro, reservatório de alta pressão, sistema de
monitoração do lado de alta pressão, etc.
17
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
Figura 3.1 – Operação de Abertura e Extinção do Arco - Disjuntor tipo Puffer (Siemens)
Para disjuntores com tensões nominais de 420kV e acima, é de extrema importância
observar-se tempos de interrupção bastante curtos para grandes correntes de curto-circuito,
tendo em vista a necessidade de estabilidade da rede e carga dos geradores, que estão
alimentando a falta. Para isto, os disjuntores de dois ciclos são imprescindíveis, ou seja
disjuntores que manobram em apenas 2 ciclos – cerca de 33 milisegundos a 60 Hz
(D’AJUZ et al.,1995).
O disjuntor a ar comprimido é, por natureza, um disjuntor de 2 ciclos pelo fato de ser
bastante rápido na manobra (as massas a serem movimentadas são relativamente
pequenas). Inicialmente os disjuntores a SF6 não tinham esta condição de velocidade,
porém artifícios mecânicos foram implantados nas câmaras dos disjuntores “puffer” que
garantem as manobras em 2 ciclos. Superadas as dificuldades iniciais e considerando a sua
simplicidade operacional, as aplicações para extra alta tensão, acima de 420 kV, tornaram-
se uma tendência clara de uso de disjuntores a SF6 sobre os disjuntores a ar comprimido.
Na América do Norte há uma tendência em substituir os disjuntores a SF6-dupla pressão,
baseado na performance deficiente, incidência elevada de manutenções corretivas e para
alguns a ausência de suporte dos fabricantes originais. No caso de disjuntores a única
18
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
pressão, a análise de vida remanescente está sendo considerada no momento de se avaliar o
investimento em substituição ou execução de um reforma (CIGRÉ, 2000).
Observar na Figura 3.2 uma comparação entre a evolução da capacidade de interrupção em
GVAS de disjuntores a SF6 e ar comprimido (BRUNKE et al., 2003 ).
Figura 3.2 – Evolução da Capacidade de Interrupção.
3.1.4. Disjuntores a Vácuo
O uso do disjuntor a vácuo, câmaras de interrupção a vácuo, está muito presente nas
tensões até 69 kV. Para estes disjuntores o arco que se forma entre os contatos é bastante
diferente dos arcos em outros tipos de disjuntores, sendo basicamente mantido por íons de
material metálico vaporizado proveniente dos contatos (cátodo). A intensidade da
formação desses vapores metálicos é diretamente proporcional a intensidade da corrente,
consequentemente, o plasma diminui quando esta corrente decresce e se aproxima do zero.
Atingindo o zero da corrente, o espaço entre os contatos é rapidamente desionizado pela
condensação dos vapores metálicos sobre os eletrodos. A ausência de íons após a
interrupção dá aos disjuntores a vácuo características quase ideais de suportabilidade
dielétrica.
Apesar de suas vantagens, o desenvolvimento dos disjuntores a vácuo para uso em tensões
acima de 69kV permanece na dependência de avanços tecnológicos que permitam
compatibilizar, em termos econômicos, o aumento das tensões e correntes nominais das
câmaras a vácuo e a redução dos seus volumes e pesos (D’AJUZ et al., 1995) .
19
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
Considerando o nível de tensão dos disjuntores aplicados, menor ou igual a 69kV, o
pequeno tempo de operação destes disjuntores, os baixos custos de manutenção, não
abordaremos neste trabalho aspectos relacionados a manutenção e extensão de vida deste
tipo de disjuntor.
Os disjuntores a vácuo representam uma tecnologia relativamente nova e sua expectativa
de vida é longa e manutenção de baixo custo. A peça mais cara é o recipiente sob vácuo
onde estão os contatos principais e este quando falha é facilmente substituído, a um custo
muito menor do que o disjuntor como um todo. A substituição deste tipo de disjuntor
normalmente não é considerada nas análises mais detalhadas, exceto para alguns modelos
mais antigos com taxa de falha crescente do recipiente sob vácuo, podendo indicar a
necessidade de troca do disjuntor como um todo, seja pelo preço de reposição das válvulas
ou mesmo indisponibilidade das mesmas.
3.2. Principais Componentes
Para os objetivos do presente trabalho vamos considerar que os disjuntores são constituídos
dos seguintes subconjuntos principais:
a) Unidade de comando e controle – composta por elementos de comando, controle e
supervisão do disjuntor. Esta unidade varia muito em função do tipo de acionamento e
do meio extintor, com sistemas de supervisão preparados para atuar sobre os sistemas
de ar comprimido, SF6 ou óleo, assim dentre outros componentes, os manômetros,
densímetros, manodensostatos são elementos utilizados para esta supervisão. Bobinas,
solenoides, contatos auxiliares, contatores, relés, disjuntores de painel, fiação e réguas
terminais completam a relação de componentes montados na unidade de comando e
controle.
b) Sistema de acionamento ou mecanismo de acionamento – é o mecanismo que
possibilita o armazenamento de energia necessária a operação mecânica do disjuntor,
bem como a liberação desta energia através de mecanismos apropriados, quando do
comando de abertura ou fechamento do mesmo. Sua construção depende do tipo de
acionamento e do sistema utilizado para armazenar energia para as manobras, os mais
comuns são sistemas de acionamento a mola, ar comprimido e hidráulico.
20
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
c) Unidades interruptoras ou câmaras de extinção – trata-se de subconjuntos onde se
processa a extinção do arco voltaico, tendo além dos contatos principais outros
elementos necessários para vital processo de extinção do arco voltaico.
Outras partes não menos importantes podem ser citadas como, coluna polar, chassis e
estrutura suporte, que junto com os subsistemas acima são estudados para o
estabelecimento de tarefas constantes do plano de manutenção, bem nos processos de
avaliação de desempenho.
3.3. O Disjuntor na Rede
O sistema elétrico de potência em funcionamento normal permanece em estado de
equilíbrio, determinado por diversos parâmetros específicos dos equipamentos e topologia
da rede propriamente dita (linhas de transmissão e equipamentos a ela ligados, parâmetros
da fonte geradora e carga que está sendo alimentada), estabelecendo uma corrente elétrica
que circula no sistema, com módulo e ângulo dependem da tensão e impedância total do
sistema, bem como um determinado fator de potência da rede para aquela situação
específica. Uma variação na impedância da rede provocada por manobras ou faltas
diversas levará o sistema para um outro estado de equilíbrio, caracterizado por um outro
fator de potência. A passagem de um estado para outro não pode ser instantânea, mas sim
através de estados intermediários chamados de transitórios.
Alguns exemplos de transição de um estado de equilíbrio para outro:
" Desligamento ou estabelecimento de cargas;
" Variação brusca de configuração e consequentemente das impedâncias da rede, por
exemplo, através de um curto-circuito;
" Surto de tensão provocado por descargas atmosféricas.
Ao ocorrer uma variação brusca nas condições do circuito existente, geralmente, ocorre
uma transferência de energia entre os vários elementos do sistema, até que o sistema se
acomode às novas condições. Os estados transitórios são caracterizados por oscilações de
alta freqüência e, as vezes, também por grandes valores de crista da tensão ou corrente,
geralmente ocasionados pelo efeito de sobreposição de oscilações.
21
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
Embora rápidos, os efeitos de transitórios sobre equipamentos, linhas de transmissão e
consumidor podem ser altamente perigosos, ocasionando danos irreparáveis ou grandes
acidentes, quando não devidamente controlados.
A partir de especificações técnicas que detalham características necessárias para garantir
uma boa performance em operação, os disjuntores são exaustivamente analisados e
testados, segundo normas específicas. Quando inadequado, o disjuntor deve ser
imediatamente substituído, porém esse fato não o torna obsoleto, pois poderá ser utilizado
em outro ponto do sistema.
No âmbito da rede básica, esse tipo de problema é discutido no procedimento de rede
módulo 4, Ampliação e Reforços na Rede Básica (ONS, 2002) e tratado como reforço da
rede básica, sendo remunerado por um aditivo no contrato de prestação de serviços da
transmissão. Para as conexões a rede básica, a substituição de disjuntores inadequados,
chamados também de superados são de responsabilidade dos agentes de distribuição.
A seguir algumas características exigidas dos disjuntores de alta tensão utilizadas para
analises técnicas de adequação ou superação (D’AJUZ et al.,1995):
a) Tempo de Interrupção Nominal medida em ciclos – considera o tempo de arco previsto.
b) Tempo de Abertura Máximo em ciclos – é o maior tempo que o disjuntor pode levar
entre o recebimento do sinal de abrir pela bobina de abertura e a efetiva separação dos
contatos em todos os pólos do equipamento. Utilizado nos ensaios off-line, é menor do
que o tempo discutido no item anterior, devido a não consideração do tempo de arco.
c) Tempo Máximo entre o Fechamento ou Separação dos Contatos do Primeiro e Último
Pólos – trata-se da não simultaneidade do fechamento ou abertura.
d) Capacidade de Interrupção Nominal em Curto Circuito - Corresponde ao maior tempo
que um disjuntor pode levar para interromper uma corrente de qualquer valor. Expresso
usualmente em ciclos, variando de 2 a 5 ciclos dependendo do tipo do disjuntor. Este
tempo tem importância para estabilidade do sistema.
e) Capacidade de Estabelecimento Nominal em Curto Circuito (kA crista) - valor
instantâneo de corrente que um disjuntor é capaz de estabelecer, isto é, fechar quando
operando em tensão nominal, mesmo em condições de curto-circuito na rede.
22
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
f) Tensão de Restabelecimento Transitória ( TRT ) ou Transient Recovery Voltage (TRV)
– é a diferença de potencial entre os terminais do disjuntor após a interrupção de uma
corrente, no período transitório anterior ao amortecimento das oscilações.
g) Abertura e Fechamento de Correntes Capacitivas – problemas de reignição e
reacendemento.
h) Abertura de Pequenas Correntes Indutivas – a exemplo de energização de motores,
transformadores e reatores.
i) Seqüência Nominal de Operação – também conhecido como ciclo de operação, que
são padronizados segundo a IEC como:
" O – t – CO – t’ – CO , sendo t = 3 minutos para disjuntores em que o religamento
rápido não é ativado ou t = 0,3 segundos para disjuntores com religamento ativado.
No caso, t’= 3 minutos;
" CO – t” – CO , sendo t” = 15 segundos, para disjuntores em que o religamento
rápido não é previsto.
j) Falta Envolvente – definida como um curto-circuito ocorrendo durante a interrupção de
uma pequena corrente.
k) Abertura de Disjuntores em Paralelo – nas subestações com arranjos do tipo disjuntor e
meio ou anel, a abertura de uma linha ou outro elemento chaveável exige a abertura
simultânea de dois disjuntores, porém devido a falta de simultaneidade entre os
mesmos e diferença de impedância entre as malhas do circuito, pode obrigar o segundo
disjuntor a antecipar a passagem pelo zero, além da possibilidade do aumento súbito da
potência de curto a interromper.
l) Interrupção de Correntes com Zeros Atrasados – durante a ocorrência de curtos-
circuitos em condições de extrema assimetria nas proximidades de centrais geradores, a
passagem das correntes de falta pelo primeiro zero pode sofrer atrasos da ordem de
alguns ciclos, com conseqüente prolongamento do tempo de arco.
3.4. Ensaios
Os ensaios de importância comercial realizados sobre disjuntores podem ser classificados
como ensaios de tipo, rotina e de protótipo. Os ensaios de tipo são realizados sobre uma
unidade escolhida em cada lote de disjuntores idênticos adquiridos pela mesma ordem de
23
U F P E - DEESP Capítulo 3 - Disjuntores de Alta Tensão
compra, enquanto os ensaios de rotina são realizados sobre todas as unidades adquiridas. Já
os de protótipo são realizados previamente pelo fabricante sobre disjuntores de
determinado projeto, porém sobre unidades não incluídas no fornecimento, tendo como
finalidade demonstrar o desempenho dos disjuntores para as empresas usuárias
(COLOMBO, 1986).
Neste capítulo, procurou-se apresentar algumas informações gerais sobre disjuntores de
alta tensão, suas aplicações e sua relação com o sistema elétrico de potência, abordando
alguns problemas específicos de manutenção em função da sua tecnologia de concepção.
No próximo capítulo, serão discutidas algumas definições sobre manutenção e alguns
termos usuais utilizados pelos engenheiros de manutenção.
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Capítulo 4
Manutenção
Este capítulo objetiva estudar alguns conceitos usuais sobre engenharia de manutenção e a
sua evolução ao longo do tempo, introduzir o conceito de falha, engenharia de
confiabilidade abordando aspectos de taxa de falha para equipamentos reparáveis e não
reparáveis, os quais serão úteis no tratamento de ciclo de vida e políticas de manutenção de
um disjuntor.
4.1. Manutenção – Introdução e Evolução
É indiscutível que, após a especificação, construção e montagem de um empreendimento, a
estrutura de exploração de um sistema assume maior peso em decisões estratégicas da
empresa. A estrutura de exploração subdividida em setores de produção (operação) e
manutenção dos ativos colocados a disposição são os principais responsáveis pelos
resultados globais nesta fase de maturação do empreendimento.
Algumas definições mais comuns sobre manutenção:
! Preservar as capacidades funcionais de equipamentos e sistemas em operação
(SMITH);
! Assegurar que itens físicos continuem a fazer o que seus usuários desejam que eles
façam (MOUBRAY, 1994);
25
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
! Conjunto de ações que permitam manter ou restabelecer um bem dentro de um estado
específico ou na medida para assegurar um serviço determinado � conjunto de normas
francesas sobre manutenção � Association Française de Normalisation ( AFNOR);
! Combinação de todas as ações técnicas e administrativas, incluindo as de supervisão,
destinada a manter ou recolocar um item em estado no qual possa desenvolver uma
função requerida � NBR 5462/1994.
Estas definições não traduzem de forma completa os aspectos econômicos da questão, que
invariavelmente são considerados. Admitindo ainda que a questão da disponibilidade do
ativo está considerada em qualquer uma das definições acima, podemos dizer que a
manutenção deve assegurar a operação normal do sistema ou restabelecimento desta,
dentro de parâmetros preestabelecidos a um custo global otimizado.
Alguns critérios são utilizados para subdividir a estratégia de atuação da manutenção, os
principais estão relacionados a forma de programação e ao tipo de tarefa a ser executada.
Quanto a forma de programação, ela pode ser do tipo Programada e Não programada, ou
seja, as atividades são executadas obedecendo ou não critérios de tempo e condições pré-
definidas. Quanto ao tipo de tarefa ela pode ser Preventiva ou Corretiva, onde tarefas são
executadas com o propósito de prevenir e evitar a falha, ou para restabelecer o sistema,
dado que uma falha ocorreu.
Explorando ainda a subdivisão em Manutenção Preventiva e Corretiva, podemos
identificar algumas tarefas básicas:
! Manutenções Preventivas
! Inspeções, testes e medições para identificar problemas em evolução (preditiva)
! Ajustes, conservação e substituição preventiva
! Eliminação de defeito � correção de pequenos problemas identificados
! Testes ou ensaios para detectar uma falha não evidente, ou oculta
! Manutenções Corretivas
! Restabelecimento do sistema após a ocorrência de uma falha
! Reparo de um equipamento para eliminação de uma falha
Alguns autores utilizam uma subdivisão da atividade manutenção chamada Manutenção
Preditiva, destinadas a monitorar parâmetros que indiquem a evolução de falha a tempo de
26
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
serem corrigidas, procura acompanhar desgaste de peças ou componentes de equipamentos
através de análise de sintomas, em que através de avaliações determinísticas ou estatísticas
efetua a análise e diagnóstico para estimar novas necessidades de intervenção. Outros
desconsideram o termo manutenção preditiva, pois nada mais é a nível de execução do que
uma manutenção preventiva, apenas o seu momento de intervir foi definido após a
execução de uma tarefa através de técnica de inspeção ou análise preditiva.
A Manutenção Corretiva como necessidade de reparar uma máquina e devolvê-la a
produção, existe desde o tempo em que a produção era feita exclusivamente de forma
artesanal, onde o próprio artesão era o criador e mantenedor desta máquina. Esta atividade
começou a ser melhor organizada no pós guerra de 1914, acompanhando a evolução da
indústria, quando a manutenção passou a existir em quase todas as unidades fabris na
medida em que eram necessárias (quebra de peças ou parada de máquinas em falha)
(BRANCO FILHO, 2001).
Esta situação perdurou até o início da Segunda Guerra, quando a necessidade do aumento
de produção e do cumprimento de metas, mostrou que alguns equipamentos não podiam
parar durante certas tarefas, surgiu então serviços que prevenissem a ocorrência de falhas
nos equipamentos mais importantes.
A atividade de Manutenção Preventiva cresceu com o avanço das indústrias aeronáuticas,
com métodos desenvolvidos para garantir que um avião voaria um tempo mínimo em bom
estado de funcionamento, pois não é possível efetuar reparos na maior parte dos
equipamentos de uma aeronave em vôo.
Mais tarde, com a criação de órgãos dedicados a manutenção, por volta de 1950, ainda em
resposta à necessidade de garantir o funcionamento de um equipamento, as equipes de
manutenção, com engenheiros especialistas, se dedicavam a efetuar estudos sobre o quão
confiável era o equipamento e o que fazer para elevar esta confiabilidade. A Engenharia de
Manutenção trabalhava para melhorar os métodos e procedimentos utilizados para as
diversas tarefas, como efetuar reparos mais rápidos, como otimizar a distribuição de peças
sobressalentes, melhorar os locais de trabalho, estudo das características das falhas e sua
repetição. A engenharia de manutenção foi impulsionada com o desenvolvimento de
computadores, facilitando o desenvolvimento de processos mais sofisticados de controle e
análise (BRANCO FILHO, 2001).
27
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
O desenvolvimento de instrumentos e equipamentos de apoio para efetuar monitoramento
de condições, inclusive de forma remota, alavancou o conceito de Manutenção Preditiva
ou Controle Preditivo. Como exemplo de técnica preditiva por acompanhamento, cita-se a
análise cromatográfica de óleo lubrificante e isolante, detecção de ruído em rolamentos e
vibração de máquinas rotativas, taxa de crescimento ou redução de pressão, temperatura,
folgas e tolerâncias, técnicas de ultra-som, etc. (BRANCO FILHO, 2001).
Na década de 1970 foi introduzido o conceito de que o ciclo de vida de um equipamento
deveria ser controlado e maximizado. As definições assumidas nos projetos devem ser
verificadas e acompanhadas na montagem, nos testes de funcionamento, na energização
(colocação em funcionamento) e durante a vida útil do equipamento, permitindo uma
atualização de especificação e uma melhor performance dos próximos projetos, além de
uma vida mais longa, com menos falhas e consequentemente menor custo final. A este
ciclo de vida acompanhado e continuamente atualizado, a seqüência de realimentação de
informação ao projetista, à fábrica e um repasse de informação aos outros usuários foi
denominado de Terotecnologia.
A Figura 4.1 representa as etapas de um ciclo de vida típico de um equipamento, onde as
setas pontilhadas são as ações de feed-back desenvolvidas durante o ciclo de vida de um
equipamento ou sistema.
Fabricação
Operação e Manutenção(Exploração do Ativo)
Especificação
Coleta de Dados de Falha e Análise
Projeto e Desenvolvimento
Montagem em Campo
Retirada de serviço
Figura 4.1 – Ciclo de Vida Típico
28
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Ainda na década de 1970 a Toyoda Gose C. Ltda, fornecedora de peças da industria
automobilística japonesa criou a filosofia TPM ou Total Productive Maintenance, ou
Manutenção Produtiva Total. Com os mesmos pilares do sistema de gerenciamento GQT
� Gerenciamento pela Qualidade Total, a criação de diversos grupos de trabalho para
discutir e padronizar melhores rotinas de manutenção, política de que o operador é o
principal responsável pela manutenção da máquina, além de controle estatístico de
processo.
Problemas como excesso de manutenções corretivas, extensos planos de manutenções
preventivas (normalmente conservadores e com atividades desnecessárias com bases vagas
e não racional), repetição de problemas crônicos, falta de padronização da manutenção,
obediência cega aos preceitos de fabricantes e o conceito comum de que revisões
periódicas muitas vezes são ineficazes, alavancaram o conceito de Manutenção Centrada
na Confiabilidade – MCC (Reliability Centered Maintanence - RCM).
A MCC pode ser sintetizada em quatro etapas básicas: divisão do sistema, determinação de
itens significativos, classificação e análise das causas e conseqüências de falhas funcionais,
e a determinação de tarefas de manutenção baseadas em critérios de segurança,
operacionalidade e econômicos.
4.2. A Falha
Segundo a NBR � 5463, a falha ou falha funcional é o término da capacidade de um item
desempenhar a função requerida. Observar que depois de uma falha o item entra em estado
de pane, ou seja, a falha é um evento e a pane é o estado em que o equipamento se
encontra após a ocorrência de uma falha. Segundo a própria NBR citada, este conceito
como definido não se aplica a itens compostos somente por software.
A ocorrência de falhas funcionais em componentes de um equipamento não
necessariamente leva a falha do todo, entretanto pode deixá-lo mais fragilizado para
desempenhar uma das suas funções requeridas. No contexto do nosso trabalho estes
problemas serão considerados como defeito, os quais poderão ser chamados de Falha
Potencial quando tratar-se de uma condição identificável e mensurável que mostra a
ocorrência de uma falha em processo de evolução, que mais cedo ou mais tarde ocorrerá.
29
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
As falhas podem ser classificadas de diversas formas, segundo a sua rapidez, sua
manifestação ou mesmo segundo sua criticidade. Abaixo definições usuais para
classificação das falhas:
! Falha Crítica – falha que provavelmente resultará em condições perigosas e inseguras
para pessoas, danos materiais significativos ou outras conseqüências inaceitáveis
(NBR-5462).
! Falha Aleatória – qualquer falha cuja causa ou mecanismo faça com que seu instante
de ocorrência se torne imprevisível, a não ser no sentido probabilístico ou estatístico
(NBR �5462). Normalmente causadas pela ação de forças internas ou externas do
equipamento. A incorporação de instrumentos de monitoramento e diagnóstico de
sintomas pode diminuir sensivelmente a probabilidade da ocorrência deste tipo de
falha. Vale salientar, no entanto, que ela sempre existirá pois pode ser intrínseca ao
próprio projeto do equipamento ou sistema. Este tipo de ocorrência não depende do
tempo de operação do equipamento.
! Falha oculta – é aquela que não é detectada pela equipe de operação durante o
trabalho normal. Para manifestar-se necessita de um segundo evento. Equipamentos de
reserva ou em stand-by tais como sistemas de proteção, grupos geradores de
emergência, no-break. Os circuitos eletromecânicos de abertura ou fechamento de
disjuntores podem apresentar falhas ocultas. Colocar dispositivos detetores de falhas
inseridos em circuitos elétricos de proteção e acionamento, conhecidos como fail safe
são utilizados em algumas arquiteturas. Intervir no equipamento para executar testes ou
ensaios funcionais pode identificar a presença deste tipo de falha.
! Falhas evidentes – a qual por si só, é detectada pela equipe de operação durante o
trabalho normal.
! Falhas sistemáticas – são falhas que acontecem de modo sistemático.
! Falhas tipo maior – esse termo é utilizado nos estudos da CIGRÉ, indica uma falha
completa do disjuntor causando a perda de uma ou mais funções principais. Observar
que uma falha maior resulta necessariamente numa mudança imediata na condição de
operação do sistema, requerendo a retirada imediata do equipamento de operação
comercial.
30
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
As falhas podem estar relacionadas com a idade do equipamento, pois a ação do tempo
provoca desgaste natural das peças por corrosão, erosão, etc., que muitas vezes independe
do tempo de uso do equipamento no sistema. Como exemplo cita-se o envelhecimento
natural de borrachas e vedações, corrosão em superfícies expostas a ambientes agressivos.
4.3. Modo de Falha
Enquanto na falha o equipamento entra em estado de pane, o modo de falha é condição
física ou evento que provoca uma falha, ou seja, provoca a transição do estado normal ao
estado anormal. Observar que um equipamento pode falhar de diversas maneiras e o modo
de falha é a maneira como este evento pode ocorrer.
Alguns exemplos de modos de falha de um disjuntor:
! Recusa da ordem de abertura (não abre sob comando);
! Recusa da ordem de fechamento (não fecha sob comando);
! Disjuntou abre mecanicamente os contatos, mas não consegue interromper a corrente;
! Disjuntou abre sem comando;
! Disjuntor fecha sem comando;
! Disjuntor fecha os contatos, mas não conduz a corrente elétrica;
! Descarga elétrica para terra pelo isolador;
! Descarga elétrica para terra pela haste de comando.
Note-se que cada modo de falha está invariavelmente associado a um componente do
equipamento ou sistema em estudo (isolador, bobina, chave de comando, relé, etc.).
Um aspecto interessante é o estudo sobre a velocidade de manifestação da falha, citado na
literatura de manutenção (MOUBRAY, 1994), com modelos onde o processo de falha é
progressivo ou intempestivo.
Utilizaremos no trabalho o termo Modo de Falha Crítico para ocorrências de falha do tipo
crítica, já definida anteriormente, considerando principalmente as possíveis conseqüências
para o sistema ou subsistema elétrico onde o equipamento sob análise está operando.
31
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
4.4. Características das Falhas
O estudo das características ou mecanismo de falhas objetiva identificar características
entre as diversas formas como as falhas acontecem. Este fato foi constatado através de
estudos de F.S. Nolan e H.F. Heap na United Airlines, observando que ao longo da vida
útil os equipamentos ou componentes desses, tem três comportamentos básicos
(SIQUEIRA, 2002):
! Em alguns itens há uma idade bem definida em que o processo de desgaste é
acelerado, provocando aumento rápido da probabilidade de falha;
! Em outros, há um crescimento gradual ao longo da vida;
! Em outros, podem apresentar qualquer modelo de comportamento.
Quanto a origem as falhas podem ser classificadas em falhas causais ou introduzidas e
falhas casuais ou aleatórias (BARROS FILHO,1995).
I. Falhas Causais ou Introduzidas
Uma série de fatores identificáveis é responsável pelas falhas introduzidas ou causais, tais
como:
! Especificação não conforme e projeto inadequado - falta de visão sistêmica,
especificações sem a participação de órgãos responsáveis pela exploração (operação e
manutenção), quando muitos problemas poderia ser eliminados ainda na fase de
projeto. Problemas como: dimensionamento inadequado de peças, locais de trabalho
(acesso e circulação), componentes ou partes difíceis de serem trocadas, peças não
padronizadas;
! Má qualidade de fabricação e armazenamento – originárias de problemas de
controle de qualidade durante a fabricação, muitas vezes com mudanças não
autorizadas de projeto. Problemas de armazenamento originam sérios danos que serão
sentidos durante toda a vida operacional da máquina;
! Má qualidade da instalação – problemas de montagem, com erros durante testes com
instrumentos não aferidos ou não calibrados, pressas na entrega, com improvisações,
não cumprimento de recomendações dos fabricantes, etc.
! Má qualidade do pré-operacional – considerada uma das etapas mais importantes do
processo de integração de equipamentos e instalações ao sistema, posto que nessa etapa
32
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
é definida e implantada toda política de manutenção prevista para a fase operacional.
Erros nessa etapa, tais como definição de atividades de inspeção, bem como planos de
manutenção inadequados, poderá elevar ocorrências de falhas provocadas pelas equipes
de operação e manutenção.
! Má qualidade de operação e manutenção – o desconhecimento e a falta de atenção
poderá introduzir defeitos por falha humana, elevando-se a demanda por intervenções
corretivas ou retrabalhos. Improvisações e sobrecargas podem ser impostas. O não
cumprimento do plano de manutenção, incluindo as inspeções periódicas, utilização de
ferramentas indevidas trazem conseqüências para os resultados.
II. Falhas Aleatórias ou Casuais
São falhas onde, se todas as condições anteriores são consideradas satisfatórias, ocorrem
normalmente, tornando mínimas as demandas geradas por falhas esperadas, dentro de certa
previsibilidade, para as quais devem ser estruturadas a organização e administração dos
recursos humanos e materiais de suporte e atendimento (BARROS FILHO, 1995).
4.5. Engenharia de Manutenção
A Engenharia de Manutenção trata com diversos parâmetros e índices de natureza
probabilística. Os principais são Confiabilidade, Mantenabilidade e Disponibilidade,
interpretando comportamentos típicos de equipamento reparáveis ou não, durante todo o
seu ciclo de vida, estabelecendo prioridades da atuação da manutenção a partir da sua
análise.
4.5.1. Confiabilidade
Confiabilidade é definida pela norma NBR-5462 como �Capacidade de um item
desempenhar uma função especificada, sob condições e intervalos de tempo pré-
determinadas� ou �Característica de um item expressa pela probabilidade de que executará
uma função exigida, sob condições estabelecidas e por um intervalo de tempo
determinado�.
A confiabilidade expressa o comportamento de sistemas e equipamentos, sendo tratada
através de índices de confiabilidade. Índices como a probabilidade de um evento ocorrer,
33
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
tempo em que equipamento ou sistema permanece em estado de falha (duração), número
de eventos por unidade de tempo (freqüência), a potência indisponível associada ao evento
(análise de sistema), podem ser usados para análise de ocorrências de falhas em
equipamentos.
Os estudos de confiabilidade e análises de risco estão intrinsecamente ligados, índices de
confiabilidade estudados a partir de uma base histórica, ou seja, desempenho passado, pode
ser utilizado para um prognóstico do comportamento futuro, desempenho esperado, através
de indicadores que caracterizam os níveis de risco (confiabilidade preditiva).
A confiabilidade histórica é praticada em análises pós-operativas de equipamentos, a fim
de avaliar a performance do próprio equipamento, das turmas de manutenção, da
adequação de planos de manutenção empregados, dentre outros. Já a confiabilidade
preditiva é bastante desenvolvida em áreas de planejamento e estudos de sistema.
Muitas pressões desafiam a eficácia de abordagens tradicionais no desenvolvimento e
gestão de produtos e serviços, assim no contexto da manutenção e a da percepção dos
riscos envolvidos, fatores como a pressão para a redução de prazos, redução dos custos de
falhas, atualização tecnológica para o tratamento com novos materiais e equipamentos, a
complexidade de sistemas fabris, a pressão da sociedade e de órgãos regulamentadores,
imagem da empresa (ALMEIDA, 2001), influenciam direta ou indiretamente em decisões
baseadas em estudos de confiabilidade (Figura 4.2).
Pressões por prazo
Custo de falhas
SegurançaImagem da empresa
Legislação Ambiental
Competição
Regulamentação
Redução de Custos
RiscoPercebido
Figura 4.2 – Risco Percebido
34
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
4.5.2. Função Confiabilidade e Função Taxa de Falha
A função confiabilidade R(t) de um componente (ou sistema) na época t, é definida como:
)()( tTPtR >= (4.1)
Ou a probabilidade do componente ou sistema sobreviver durante este período de tempo t.
Onde T é a duração da vida do componente ou sistema (MEYER, 1973).
Por outro lado, se é conhecido que em t = 0 um componente ou sistema está operando
corretamente, sua probabilidade de falha no instante t = 0 é zero. Contudo, quando t → ∞,
a probabilidade do componente ou o sistema falhar tende a unidade, ou seja, temos a
certeza que o sistema falhará, uma vez que o tempo de exposição a falha é longo o
bastante. Estas características são semelhantes a função de distribuição acumulada de
probabilidade, sendo uma medida da probabilidade de falha como uma função de tempo ou
outra variável aleatória qualquer (número de eventos, por exemplo).
Na terminologia da Teoria de Confiabilidade, esta função de distribuição acumulada F(t) é
conhecida como a Função de Distribuição Acumulada de Falha Q(t), ou Distribuição
Acumulada de Falha, como função complementar da função confiabilidade:
)(1)()( tRtTPtQ −=<= (4.2)
Em termos de função de densidade de probabilidade f(t) , a derivada da função distribuição
acumulada F(t) ou Q(t) , é definida como a função de densidade de falha:
dtdR(t)
dtdQ(t)f(t) −== (4.3)
observar que esta função pode ser entendida como a probabilidade de que o equipamento
ou sistema venha a falhar no intervalo [t, t+∆t], ou seja, P(t ≤ T ≤ t + ∆t), sendo T o tempo
de vida.
Em termos de função de densidade de probabilidade (f.d.p), vem:
∫=t
dttftQ0
).()(` (4.4)
ou ainda:
35
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
∫∫∞
=−=t
tdttfdttf )()(1R(t)
0 (4.5)
Além da função confiabilidade R(t), outra função desempenha importante papel na
descrição das características de falhas de um equipamento ou item. Trata-se da taxa de
falhas λ(t) , também conhecida como taxa de risco.
A Figura 4.3 a seguir ilustra o exposto anteriormente:
Figura 4.3 – Densidade de Probabilidade
A função taxa de falha instantânea λ (t) associada a variável aleatória t é dada por:
)()(
)(1)()(
tRtf
tFtft =
−=λ (4.6)
Combinando-se as equações (4.3) e (4.6), temos:
)()(')(
)(1)(
tRtR
dttdR
tRt −=−=λ (4.7)
Integrando ambos os membros de 0 a t , e considerando que no instante inicial a probabilidade de falha é igual a zero, ou seja R(0) = 1 , temos que:
)()0()(|)()()(')( 0
00
tLnRLnRtLnRsLnRdssRsRdss t
tt
−=+−=−=−= ∫∫λ (4.8)
Conseqüentemente,
36
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
∫=
−t
dss
etR 0
)(
)(λ
(4.9) e, para uma taxa de falhas constante:
tetR λ−=)( (4.10)
Este caso particular é conhecido como distribuição exponencial, que é a mais conhecida
distribuição de probabilidade usada em confiabilidade. A variável aleatória é o tempo de
duração T até a falha.
A hipótese de taxa de falhas constante significa que se um equipamento ou sistema está em
serviço, mesmo tendo sido reparado após uma falha, o comportamento da função de
probabilidade de falha não se altera, ou ainda, não existe o efeito de desgaste (MEYER,
1973). Assim, ainda dentro do modelo exponencial, um equipamento em operação normal,
a confiabilidade depende somente da extensão desse período em operação e não de seu
passado.
Considerando as suposições acima, ou seja, os eventos que levam a falha ocorram em
virtude do aparecimento de perturbações aleatórias, o estudo não determinístico do
número de falhas num intervalo de tempo t pode ser aproximado por um processo de
Poisson, onde as seguintes condições são satisfeitas:
! As falhas são independentes entre si;
! O número de falhas é independente da quantidade de falhas que antecederam o
intervalo de tempo considerado;
! O número de falhas num intervalo de tempo é proporcional à duração do intervalo de
tempo;
! O número de falhas num intervalo de tempo e inversamente proporcional a quantidade
de elementos expostos a falha.
Observar que neste tratamento a variável aleatória é a número de ocorrências n. Assim,
para um determinado equipamento ou sistema, sendo λ a taxa média por unidade de tempo
e t a unidade de tempo, a probabilidade de ocorrer n falhas no intervalo de tempo t será
dada por:
( )!
)(n
ettPtn
n
λλ −
= (4.11)
37
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Assim, a confiabilidade dada pela probabilidade de não ocorrer a primeira falha até o
tempo t, ou de sobrevivência no intervalo, será dada para n=0 :
( ) tt
etRettP λλλ −
−
=== )(!0
)(0
0 (4.12)
Trata-se da expressão da confiabilidade de uma unidade em observação, que segue a lei de
falhas exponencial.
Se o sistema é composto por N unidades, e que o sistema falha se pelo menos uma unidade
falha, a confiabilidade do sistema será dada por: tNetR λ=)( (4.13)
Observar que o produto λt representa número médio de ocorrências no intervalo, assim, de
uma forma geral a taxa de falhas λ pode ser definida como:
λ = (4.14)
4.5.3. Comportamento da Taxa de Falhas – Curva de Banheira
Há vários modelos para tratar a evolução no tempo para a função taxa de falhas ou taxa de
risco.
A ocorrência de falhas causadas por solicitações não especificadas e não consideradas em
projeto, como por exemplo, a imposição de uma sobrecarga transitória não esperada, uma
falha induzida por uma manutenção inadequada (comportamento humano), ou fenômenos
atmosféricos, são todos aleatórias e geralmente são tratados através de modelo
probabilístico exponencial decrescente com taxa de ocorrência constante. Esta
característica está presente durante todo o ciclo de vida do equipamento ou sistema. Os
complexos sistemas elétricos constituídos de diversos equipamentos e componentes
sujeitos a diferentes modelos de falha, também são melhor representados com através de
modelo probabilístico exponencial decrescente com taxa de falha constante (O�CONNOR,
1985).
Considerando o sistema como reparável, ou seja, a manutenção normalmente atua não para
substituir o sistema, mas para repará-lo, os equipamentos e seus diversos componentes são
tratados sob o ponto de vista da manutenção através de atividades previstas nos planos e
Número de falhas na unidade de tempo
Número de conjuntos expostos a falhas
38
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
programas de manutenções preventivas ou através de técnicas preditivas visando garantir
uma previsibilidade adequada para a sua confiabilidade.
Problemas de projeto ou fabricação e outros relacionados a transporte ou instalação e
montagem de equipamentos ou sistemas, podem provocar falhas precoces em componentes
levando o equipamento a falhar. Esta fase é conhecida como fase de �mortalidade infantil�,
com um decrescimento gradual da taxa de falhas. Principalmente nos sistemas reparáveis,
onde a manutenção atua fortemente sobre reparos e tratamento de problemas sistemáticos,
implantar adequações em unidades que ainda não falharam, estudadas a partir dos
primeiros eventos de falha, conduz invariavelmente a redução acelerada da taxa de falha,
podendo, sob esta ótica chegar a zero.
Fadiga provocada por ciclos de operação de amplitude variável, bem como outros
fenômenos físicos e químicos que provocam deterioração de componentes e portanto da
resistência a falha, notadamente através de desgastes por erosão ou corrosão, apesar de
considerados naturais, provocam ao longo do tempo o crescimento contínuo da
probabilidade de falha. Para muitos dos problemas observados, o processo de desgaste é
acelerado a partir de determinado momento, que se não identificado a tempo levará o
componente a falha. Esta etapa conhecida como wearout é bastante estudada nas
avaliações de final de vida útil ou definição de obsoletismo, visando a substituição dos
equipamentos com elevada taxa de risco.
Em um equipamento complexo composto de vários componentes, cada um como
mecanismo de falha diferente a curva de taxa de falha será uma combinação destes
modelos, ponderados pela participação de cada item, e sua influência na função principal
do sistema. O resultado é uma curva conhecida como Curva Banheira, Figura 4.4.
Observar que a curva resultante mostra inicialmente uma queda na taxa de falha, período
de mortalidade infantil, um período intermediário conhecido como período vida produtiva
ou vida útil, onde predomina as ocorrências aleatórias, e no final o período o desgaste
acelerado e consequentemente o maior perigo de esgotamento do item, equipamento ou
sistema levando-o a falha (wearout).
39
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
T axa
de
Fal h
as
DegradaçãoProgressiva
OcorrênciasAleatórias
MortalidadeInfantil
Curva de Banheira
Figura 4.4 – Curva de Banheira
4.5.4. Avaliação de Confiabilidade – Teste de Hipóteses Estatísticas
Uma avaliação de confiabilidade por atributos é realizada tanto no campo de prova de vida
útil do fabricante, como também nas instalações em operação, pode ser caracterizada
exclusivamente por dados que descrevem o comportamento das falhas.
Destes dados, obtém-se valores como estimativas para a taxa de falhas, intervalo médio
entre falhas e probabilidade de sobrevivência (MÜLLER et al, 1987). A partir do tipo de
distribuição de vida útil conhecido e dos valores estimativos para seus parâmetros
calculados, os resultados podem ser avaliados estatisticamente através de teste de hipóteses
e estabelecimento de intervalos de confiança.
Uma hipótese estatística é uma afirmação sobre parâmetros de uma ou mais populações
(WERKEMA, 1996). O teste de hipótese será utilizado no capítulo seguinte para avaliar se
a taxa de falhas do grupo de disjuntores sob observação é considerada elevada,
caracterizando assim um baixo nível de confiabilidade. Esta análise definirá um dos
parâmetros utilizados para avaliação subjetiva do risco de manter determinados
equipamentos em operação comercial.
40
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Em um teste de hipóteses, são consideradas duas alternativas básicas, a hipótese nula,
representada por H0 e a outra alternativa H1 que será aceita, caso Ho seja rejeitada, isto é:
Rejeitar H0 ⇒ Aceitar H1
Não Rejeitar H0 ⇒ Não aceitar H1
A hipótese nula (H0) é uma afirmação sobre parâmetros populacionais, baseados em
informações contidas numa amostra aleatória extraída da população de interesse, sendo
rejeitada, se estes dados fornecerem informações que não são consistentes com a
veracidade da hipótese nula (WERKEMA, 1996). Assim como, a hipótese alternativa H1 é
uma afirmação sobre um parâmetro populacional que será considerada verdadeira se a
hipótese nula for julgada falsa (rejeitada).
Via de regra, um estimador utilizado para representar a amostra é a média amostral xmédio .
Em muitas situações, a afirmação que desejamos provar (hipótese alternativa H1) é que
uma determinada média populacional µ é maior do que um valor de referência µ0 . Neste
caso estamos fazendo um teste unilateral direito, representado da seguinte forma:
! Hipótese nula H0 : µ = µ0
! Hipótese alternativa H1 : µ > µ0
O teste define uma região crítica, ou região de rejeição de um teste de hipóteses que é
constituída pelos valores da estatística de teste que fornecem fortes evidências contra a
hipótese nula H0 (Figura 4.5). A obtenção de um valor da estatística de teste na região
crítica leva a rejeição de H0. No caso do teste unilateral direito, a hipótese nula é rejeitada
se o valor da estatística de teste for significativamente maior que o valor estabelecido para
o parâmetro populacional como hipótese nula.
41
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Figura 4.5 – Teste Unilateral Direito
Quando rejeitamos uma hipótese, mas na realidade a hipótese é verdadeira, cometemos um
erro de primeiro tipo, com probabilidade α, denominado de nível de significância do teste
(Figura 4.5), ou de outra maneira, não estamos cometendo o erro do primeiro tipo com uma
probabilidade de afirmativa de 1-α .
Dependendo do valor do nível de significância α, quando uma hipótese nula H0 é rejeitada,
podemos dizer com maior ou menor convicção que o valor do parâmetro especificado na
hipótese nula não é correto. Os valores de α usualmente adotados em análise estatística são
0,05 (5%) ou 0,01(1%), porém em testes de confiabilidade de equipamentos é comum
considerar o valor de 0,1 (10%).
Por outro lado, mesmo que aceitemos uma hipótese nula, não podemos concluir
inequivocamente que a hipótese é correta, porque muitas outras hipóteses poderiam ser
aceitas para a amostra considerada, e apenas uma representa o real estado da natureza,
portanto verdadeira (KUME, 1989).
Quando aceitamos a hipótese nula, ou melhor, não a rejeitamos, a hipótese que na
realidade é falsa, cometemos um erro chamado erro de segundo tipo, com probabilidade
afirmativa igual a β. Observar que este erro é desconhecido, as vezes muito elevado.
O procedimento de teste nos permite avaliar se existem evidências suficientes para provar
a hipótese alternativa H1, mas não para provar a hipótese nula (WERKEMA, 1996). Apesar
do valor de β não ser uma constante, porque ele depende do valor verdadeiro do parâmetro
α - nível de significância
Região crítica
Aceitar H1 : µ > µo
Região de aceitação
Não Rejeitar Ho : µ= µo
µo
42
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
sob teste, é possível controlar a sua magnitude por meio da escolha de α , já que para
amostras de mesmo tamanho, aumentar α implica diminuir β, e diminuir α implica
aumentar β.
Finalizando, se formularmos a afirmação que desejamos provar como a hipótese alternativa
H1, e se o teste levar a rejeição de H0, será possível confiar na veracidade de H1 porque,
neste caso a probabilidade de que um erro esteja sendo cometido (α), será um valor
conhecido e de pequena magnitude.
Trazendo para o nosso problema, admitamos como hipótese nula H0, que um determinado
grupo de disjuntores tem uma taxa de falhas verdadeira (λ), como representação do real
estado da natureza, aproximadamente igual a referência, estabelecida a partir de uma
análise estatística da população de interesse (taxa falhas de referência λ0). Assim
formulemos o seguinte teste:
! Hipótese nula H0 : λ = λ0
! Hipótese alternativa H1 : λ > λ0
Supondo que após a execução do teste chegamos a conclusão de que a hipótese nula deve
ser rejeitada, ou seja, os dados amostrais fornecem informações que não são consistentes
para a aceitação da hipótese nula (WERKEMA, 1996), consideramos então que a taxa de
falhas do grupo é maior do que a referência. Se esta conclusão estiver errada, isto é, o
verdadeiro valor para a taxa de falhas do grupo de disjuntores é menor ou igual a
referência, estaremos cometendo um erro de primeiro tipo com uma probabilidade
afirmativa igual a α.
Ora, nosso trabalho, em última análise, propõe desenvolver procedimentos para justificar
investimentos em substituição preventiva de disjuntores considerados obsoletos, assim
podemos formular como a hipótese alternativa H1 que a taxa de falhas de um conjunto de
disjuntores é elevada, partindo como hipótese nula H0 que a taxa de falhas tem um nível
considerado normal.
Esta análise através de testes de hipóteses será utilizada apenas como um dos parâmetros
para avaliação qualitativa do nível de risco, que juntamente com outras abordagens poderá
43
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
levar a uma definição para fazer investimentos em substituição preventiva de
equipamentos.
4.5.4.1. Executando o Teste de Hipóteses Estatísticas
Para a condução de um teste de hipóteses, as seguintes etapas são necessárias:
a) Extrair uma amostra aleatória da população de interesse.
b) Definir uma estimativa da população. Um estimador é qualquer estatística utilizada
para estimar um parâmetro populacional. Assim, uma estimativa é o valor específico
assumido pelo estimador após a extração de uma amostra. A média amostral
normalmente é um bom estimador.
c) A partir dos dados amostrais, e do nível de significância pretendido, definir e calcular o
valor de uma estatística de teste apropriada.
d) Utilizar o valor assumido pela estatística de teste para efetuar a tomada de uma decisão
sobre a hipótese nula H0.
Supondo que uma determinada população de interesse tenha como estimadores a média µ e
desvio padrão σ, e que desta população são extraídas aleatoriamente amostras de tamanho
n, representada por x1, x2, ..., xn. Então, a média amostral (xmédio), tem expectância igual µ,
variância igual a σ2/n e desvio padrão igual a σ /√n. Assim, se uma amostra é originada de
uma população com distribuição normal N(µ , σ2), e que xmédio seja a média da amostra,
então xmédio se distribui de acordo com uma curva normal N(µ , σ2/n) (KUME, 1989).
Nesta situação, o teste da média amostral pode utilizar a estatística de teste z, definida a
seguir. Esta estatística de teste tem uma distribuição normal padronizada N(0,1) (KUME,
1989).
n
xz médio
σµ−= (4.15)
Como normalmente o valor do desvio padrão (σ) da população é desconhecido, podemos
substitui-lo pelo desvio padrão da amostra (s) e usar a estatística de teste t, cuja variável,
tem uma distribuição conhecida como t de Student com n-1 graus de liberdade (KUME,
1989).
44
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
ns
xt médio µ−= (4.16)
1)( 2
−−
= ∑n
xxs médioi (4.17)
A distribuição t de Student é unicamente determinada pelo φ = n-1 graus de liberdade,
sendo o valor do estimador t = tα;n-1 . Dado α como a probabilidade t ≥ tα;n-1 , o valor limite
superior da variável tα;n-1 é tabelado, podendo ser encontrada em MEYER, 1973, efetuando
as devidas adequações para sua interpretação. Quando φ=n-1 é pequeno a distribuição tem
caudas longas, porém, se n for muito grande, s será bem próximo de σ , aproximando-se da
distribuição normal padronizada (Figura 4.6).
Para fazer a análise da expectativa de falha, como parte da análise de risco proposta no
capítulo seguinte, vamos considerar como população de referência aquela constituída por
todos os disjuntores com características similares (mesma classe de tensão e tecnologia) as
do grupo sob investigação, e admitir que esse grupo de disjuntores constitui uma amostra
da população.
Figura 4.6 – Distribuição t de Student como aproximação da Curva Normal
n a infinito
n = 10
n = 30
0
45
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Retomando o teste proposto anteriormente, isto é, considerar como hipótese nula H0, que o
grupo de disjuntores tem uma taxa de falhas verdadeira (λ), aproximadamente igual a
referência, estabelecida a partir da população de interesse (taxa falhas de referência λ0).
Assim temos:
! Hipótese nula H0 : λ = λ0
! Hipótese alternativa H1 : λ > λ0
Definindo a estatística de teste t0 abaixo, que tem uma distribuição t de Student com n-1
graus de liberdade. Assim a hipótese nula é verdadeira se:
nst médio 0
0λλ −= (4.18)
Lembrar que λmédio é a média da taxa de falhas anual do grupo que está sendo analisado.
Para um teste com nível de significância α , devemos rejeitar H0 e, portanto aceitar H1, se
t0>tα;n-1 , definindo assim a região crítica (Figura 4.7).
Figura 4.7 – Utilizando a estatística de teste t
A partir da equação anterior, podemos também identificar a região crítica em termos do
valor calculado para a média amostral, ou seja, a região crítica será dada por:
α - nível de significância
Região de aceitação
Não Rejeitar Ho
0 tα;n-1 t
Região crítica
Aceitar H1 : t0 > tα;n-1
nst médio 0
0λλ −=
46
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
nst nmédio ×+> −1;0 αλλ (4.19)
ou rescrevendo em termos do valor verdadeiro da taxa de falhas λ,
nst n ×+> −1;0 αλλ , (4.20)
A expressão anterior define um intervalo para λ, onde o seu complemento é chamado de
intervalo de confiança com nível de confiança de 100(1-α)% para λ, e o limite superior do
intervalo é chamado de limite de confiança> Isto significa que, em 100(1-α)% das vezes
em que o intervalo é construído desta forma, este intervalo contém o real valor de λ
(WERKEMA, 1996).
4.5.5. Mantenabilidade
A mantenabilidade está associada a facilidade de se realizar a manutenção ou reparo de um
item. Esta característica é importante quando se considera um sistema reparável, onde a
disponibilidade de sobressalentes para executar intervenções corretivas, bem com a
atuação de equipes de manutenção treinadas sã fatores críticos de sucesso. O conceito
formal aplicado de natureza probabilística, a mantenabilidade M(t), é definida como a
probabilidade de que um equipamento ou sistemas, que se encontra em falha no instante
inicial de observação será restaurado para sua condição original de funcionamento dentro
do tempo t, quando procedimentos preestabelecidos são executados. Seja TTR o tempo de reparo, time to failure, tem-se:
)()( TTRtPtM ≤= (4.21)
A freqüência de eliminação de falhas é utilizada como parâmetro para formulação
matemática da Mantenabilidade M(t), sendo chamada de taxa de reparo µ. Esta é a
probabilidade (instantânea) de reposição de um dado equipamento ou sistema,
compreendendo as respostas (reações) da manutenção às solicitações do sistema
(BARROS FILLHO, 1995).
Outro parâmetro empregado é o MTTR, Meam Time to Repair, que no modelo exponencial,
corresponde ao inverso da taxa de reparo:
47
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
µ1=MTTR (4.22)
4.5.6. Disponibilidade
A disponibilidade A(t) é definida como a probabilidade de que um item esteja disponível
ou em condições de operar dentro dos limites para o qual foi especificado, para uso no
instante de tempo t em que for solicitado. A disponibilidade é função da confiabilidade e
da mantenabilidade. Esta característica representa de forma mais global o desempenho do
item, pois, tanto melhor quanto for a confiabilidade (falhar pouco) e a mantenabilidade
(quando falhar seja reparado rapidamente), melhor a sua disponibilidade.
Para as taxa de falha λ e reparo µ constantes, com a confiabilidade e mantenabilidade
caracterizados respectivamente pelo MTBF e MTTR, temos que:
MTTRMTBFMTBFA
+= (4.23)
As avaliações de disponibilidade podem ser subdivididas em dois grandes blocos
(BARROS FILHO, 1995):
! Avaliação de Segurança – as falhas permanecem ocultas e só se revelam quando o
sistema for testado (prevenção) ou acionado (solicitações). Os disjuntores como parte
de sistemas de segurança, a avaliação de disponibilidade está mais presente nesse
grupo.
! Avaliação de Produção – onde as falhas são reveladas em tempo real e resultam
numa alteração da condição operacional.
Para uma dada disponibilidade especificada, existe um compromisso entre a
Mantenabilidade e a Confiabilidade, ver Figura 4.8. Pode-se elevar o nível de
disponibilidade gastando mais com investimento em confiabilidade, aumentando o tempo
médio entre falhas (ponto A " A�), ou por outro lado, gastar mais em mantenabilidade,
reduzindo o tempo médio para reparo (ponto B " B�). Para melhor visualização, podemos
rescrever a equação 4.23,
MTBFMTTR
A+
=1
1 (4.24)
48
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Ou ainda,
λ⋅+=
MTTRA
11 . (4.25)
Man
t ena
b ilid
ade
(MT T
R)
Confiabilidade-1
( λ = 1/ MTBF )
A�
B�
AB
90%
80%
Figura 4.8 – Compromisso entre a Confiabilidade e Mantenabilidade
4.5.7. Equipamentos ou Itens Reparáveis e Não Reparáveis
Para análises de predição ou mensuração de confiabilidade, a distinção entre itens
reparáveis e não reparáveis é muito importante.
Alguns componentes de equipamentos ou sistemas, bem como os equipamentos eletrônicos
são exemplos de itens não reparáveis, a confiabilidade é probabilidade de sobrevivência
do equipamento, logo a sua expectativa de vida, pois apenas uma falha pode ocorrer. Não
tendo reparo, a ação de manutenção é a troca do componente ou equipamento. A
probabilidade instantânea da primeira e única falha é conhecida como taxa de risco, hazard
rate, e quando a taxa de falhas é constante a sua expectativa de vida ou confiabilidade pode
ser expressa pelo indicador Tempo Médio para Falha, Mean Time to Failure – MTTF.
Matematicamente o MTTF é a esperança matemática da função densidade de probabilidade
f(t), dado pela equação:
∫∞
=0
).(.)( dttfttE (4.26)
49
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Esse tipo de tratamento normalmente é feito em partes individuais (componentes sem
reparo) de um equipamento (tubos de vidro, transistores, haste, etc.) ou ainda no caso de
sistemas mais complexos compostos de muitas partes, tipo microprocessadores ou
aeronaves especiais, onde se um componente essencial falhar o sistema falha e a
confiabilidade do sistema é uma função do tempo para a primeira falha.
Tratar a questão de substituição de equipamentos não reparáveis é estudar o tempo para a
falha, a manutenção poderá atuar preventivamente na substituição de equipamentos com
taxa de falhas constante no entorno do MTTF, dependendo naturalmente da constituição e
finalidade do sistema sob análise.
Para equipamentos ou itens tratados como reparáveis, a confiabilidade é probabilidade de
que a falha não ocorrerá no período de interesse, porém mais de uma falha pode ocorrer.
Neste caso a confiabilidade pode também ser expressa pela taxa de falha, failure rate. Mais
uma vez, a taxa de falha indica a probabilidade instantânea de falha por unidade de tempo.
Observar que componentes não reparáveis utilizados em sistemas reparáveis fazem parte
da composição da taxa de falha do sistema. Tendo uma expectativa de vida própria, o
plano de atividades de manutenção deve definir tarefas de substituição de componentes,
equipamentos eletrônicos, por exemplo, a partir da análise da sua taxa de risco.
Para sistemas reparáveis onde a taxa de falha é considerada constante, a confiabilidade
pode ser caracterizada pelo tempo médio entre falhas, Mean Time Between Failures –
MTBF.
Usualmente são estudadas duas medidas de tempo, a primeira o Tempo Entre Falhas
(TBF), que inclui o Tempo para Reparo (TTR). Como geralmente o tempo de reparo é
pequeno, quando comparado com o tempo entre falhas, os valores numéricos do TTF e o
TBF são quase os mesmos, naturalmente TTF é menor que o TBF.
A Figura 4.9 ilustra uma representação gráfica para das medidas TTF, TTR e TBF.
Para o caso de equipamentos reparáveis, tratar a questão de substituição preventiva é
sempre mais complexa, pois deve ser sempre considerada a possibilidade de reparo do
equipamento, exigindo outros tipos de análises, tais como o tempo e custo para
manutenção preventiva e reparo, além da análise de risco.
50
U F P E - DEESP Capítulo 4 - Manutenção
Equipamento Não Reparável
Equipamento Reparável
TTF
TBF
TTR
X(t)=1
X(t)=0
Figura 4.9 � Tempo entre Falhas, Tempo até Falha e Tempo para Reparo.
Sendo X(t) = 1 , equipamento operando e X(t) = 0, equipamento em reparo.
O disjuntor é um sistema reparável composto de subsistemas interligados, sendo que cada
subsistema tem componentes ou elementos reparáveis e não reparáveis. Via de regra os
disjuntores são caracterizados por uma taxa de falhas praticamente constante, considerada
intrínseca da própria especificação do equipamento, isto é, obedecidos todos os requisitos
de manutenção definidos numa boa política de manutenção.
O estudo do comportamento da taxa de falhas, predominando eventos do tipo causal ou
introduzido, por exemplo, devido a falta de manutenção preventiva (indisponibilidade de
sobressalentes), exige do gerente de manutenção considerar a possibilidade de efetuar a
substituição preventiva do equipamento.
No próximo capítulo, diversos aspectos serão discutidos, a partir de algumas considerações
sobre ciclo de vida, política de manutenção preventiva, vida residual, possibilidade de
extensão de vida operativa, considerados tangíveis ou intangíveis para a caracterização de
final de vida ou obsoletismo.
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Capítulo 5
Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Este capítulo versará sobre o ciclo de vida de disjuntores de alta tensão, a lógica utilizada
para manutenção preventiva periódica, custo do ciclo de vida, performance, uma análise
sobre vida residual e parâmetros utilizados para estudar a possibilidade de estender o
tempo de utilização de um disjuntor no sistema, bem como a caracterização de que um
determinado disjuntor é obsoleto.
Rapidez, seletividade e confiabilidade são pré-requisitos básicos dos sistemas de
segurança, e os disjuntores isolam trechos da rede que estão em estado de falha. O
desenvolvimento e implantação de políticas de manutenção adequadas e o gerenciamento
da vida de disjuntores, são pré-requisitos mínimos necessários para garantir informações
seguras sobre o seu comportamento, as quais darão suporte para decisões sobre o
investimento em melhorias e correção de defeitos sistemáticos, de acordo com os níveis de
disponibilidade (confiabilidade e mantenabilidade) requeridos.
Abaixo, algumas definições utilizadas no capítulo:
! Avaliação de condição: mitigar dados e informações a partir de testes, pesquisa
operacional e análises complementares de bancos de dados e ocorrências sistêmicas,
para uma avaliação de especialistas sobre o estado real do equipamento. Muitas vezes
52
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
tratada como uma política de manutenção é uma das ações mais nobres da equipe de
manutenção.
! Plano de Manutenção: conjunto de tarefas de inspeção e testes em equipamentos para
assegurar uma performance adequada. Os planos de manutenção também incluem a
renovação de componentes do equipamento que devam ser trocados periodicamente. O
plano de manutenção define além das atividades toda a política de manutenção do
equipamento, indicando ações de avaliação, técnicas preditivas e tarefas de cunho
preventivo.
! Manutenção geral (overhaul): maior nível de intervenção prevista no plano de
manutenção de um equipamento, onde estão previstas atividades de desmontagem e
troca de peças desgastadas.
! Reforma (refurbishment): completa reforma ou renovação do equipamento para
tornar um equipamento como novo.
! Retrofit (re-manufacturing): renovação da capacidade, normalmente com
significativo upgrade de qualidade ou capacidade operativa.
! Vida útil: sob dadas condições, é o intervalo de tempo desde o instante em que um
item é colocado pela primeira vez em estado de disponibilidade, até o instante em que a
intensidade de falha torne-se inaceitável ou até que o item seja considerado
irrecuperável depois de uma pane (NBR 5462). Considerada como a fase rentável do
equipamento.
! Família de disjuntores: composta por equipamentos de mesma tensão, fabricante e
projeto.
5.1. Ciclo de Vida de Disjuntores e Política de Manutenção Preventiva
O ciclo de vida de qualquer máquina compreende o tempo desde a sua aquisição até a
desativação. Normalmente podemos distinguir cinco grandes períodos sobrepostos: o
período de comercialização, período de garantia e fora da garantia, e outros dois sob ação
direta da gestão do ativo, aqui denominados de períodos de durabilidade operativa normal
e durabilidade consentida. A Figura 5.1 ilustra melhor este tratamento.
53
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Ta To Tg Tc Tx Tfim
Garantia Fora de Garantia
Período de Comercialização
Durabilidade Normal Durabilidadeconsentida
Tempo
AquisiçãoInício deoperaçãocomercial
Final do períododecomercialização
Figura 5.1 – Durabilidade e Período de Comercialização
Observar que:
! (To, Tx) é o período dito economicamente ótimo, ou com melhores resultados
operacionais;
! Tfim é a data de decisão da desqualificação do equipamento (sucata, revenda ou
reconstrução);
! A durabilidade consentida (Tx, Tfim) pode ser interessante se for possível reduzir os
custos e os riscos de falha;
! A disponibilidade de sobressalentes e peças de reposição após o período de
comercialização (TC) geralmente eleva os custos de manutenção e os riscos de falha.
! O período de comercialização, onde o fornecedor tem obrigações junto ao consumidor,
é de no mínimo 10 anos, regido pela legislação vigente.
Para o caso específico de disjuntores, dizemos que sua vida operacional, períodos de
durabilidade operacional normal e consentida, é dividida em Períodos de Serviço (PS),
cuja duração é função de cada projeto específico (Figura 5.2). Dentro de cada período de
serviço ocorre um ciclo completo de manutenção preventiva, composto de intervenções de
54
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
pequeno, médio e grande porte, todas definidas por tempo ou outros parâmetros de
controle, a exemplo do número de manobras, somatório de corrente de interrupção, além
de desligamentos forçados para manutenções corretivas ou eliminação de defeitos
sistemáticos. Observar que um equipamento pode sobreviver por vários períodos de
serviço até a execução de uma reforma ou mesmo um retrofit do equipamento, sendo
considerado a partir de então como equipamento novo, ou seja, reiniciando sua vida
operacional.
* *Ta Tfim
Período de Serviço (PS)
Σ PS = Vida Operacional
To
Aquisição,armazenamentomontagem
Figura 5.2 – Vida Operacional
O diagrama da Figura 5.3 destaca a composição dos ciclos de manutenção dentro de um
período de serviço, repetidos ao longo da vida operacional.
55
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Ta To ... Tfim
PmP(B)
PmP(C) // PS
PmP(A)
Ta = início da vida (aquisição, te ste s rotina/ tipo, armazenamento, montag emTo = final do comissionamento e colocação em ope raçãoTfim = final de vid a
- Manutenção nível B
- Manutenção nível A - Manutenção nível C (manut.geral),reforma ou retrofit
Figura 5.3 – Ciclos de Manutenção e Períodos de Serviço
Podemos dizer que o ciclo de vida de disjuntores é dado por:
∑∑==
=∴+=m
ji
n
ii PmPPSPSToTaPeríodoaCiclodeVid
11
),( (5.1)
I. Período da Aquisição até a entrada em operação ( Ta, To)
! A vida do disjuntor inicia com o processo aquisitivo, incluindo a especificação técnica,
a fabricação, os testes e ensaios de rotina e tipo ainda em fábrica, seguido de transporte,
armazenamento, montagem e comissionamento.
! Observar que durante este período, vários problemas podem ser incorporados a vida de
um disjuntor, desde problemas de especificação, até problemas de armazenamento e
transporte, pois choques e vibrações excessivas, grandes variações de temperatura,
umidade, falhas de montagem, etc. , todas elas podem interferir no seu desempenho
operacional.
56
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
II. PmP(A), PmP(B) e PmP(C) " Período de tempo entre Manutenções
! As diversas tarefas de manutenção são agrupadas, onde o tempo de operação é o
parâmetro controle mais utilizado, porém o uso crescente de sistemas de
monitoramento e diagnóstico através do tratamento de leituras operacionais tem
possibilitado a utilização de outros parâmetros de controle. Como prática geral são
definidos os seguintes grupos de atividades:
# PmP(A) " Algumas verificações com o disjuntor em serviço ou em alguns casos,
fora de serviço, tais como inspeção visual, lubrificação de mecanismo, análise
crítica de restrições operacionais atuais e passadas, além de outros dados
acumulados desde a última intervenção.
# PmP(B) " Além das atividades do item anterior, verificações mais detalhadas,
envolvendo medições e ensaios, limpeza de porcelana, porém sem desmontar o
equipamento. Neste caso as atividades são executadas com o disjuntor fora de
serviço.
# PmP(C) " Além das atividades do item anterior, são intervenções de grande porte,
onde desmonta-se todo o equipamento e são trocadas todas as vedações e partes
com desgaste.
Obs.: Dependendo do tipo do disjuntor, algumas empresas executam uma manutenção
intermediária entre os níveis B e C atuando apenas em alguns pontos com maior
desgaste, como por exemplo o mecanismo de acionamento, câmaras auxiliares,
circuitos de comando e controle, etc.
Observar que após cada manutenção de grande porte, reforma ou mesmo em alguns casos
de retrofit, um novo Período de Serviço (PS) é iniciado.
A freqüência de intervenções para realização de manutenções preventivas periódicas varia
muito em função do tipo de disjuntor. A seguir as principais conclusões da pesquisa
promovida pela CIGRÉ junto a diversas empresas de energia sobre os planos e programas
de manutenções preventivas (CIGRÉ, 2000):
! A grande maioria das empresas executam a manutenção nível A com o equipamento
em serviço (energizado), em média com intervalo de 6 meses entre cada intervenção.
57
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
! Para manutenções nível B, o intervalo médio está entre 4 e 5 anos.
! Com relação a manutenção nível C, em média o intervalo entre intervenções depende
do tipo do disjuntor, a saber:
# Gás SF6, pressão única " 14 anos, 25 anos em alguns casos.
# Gás SF6 dupla pressão " 12 anos, 20 anos em alguns casos.
# Grande Volume de Óleo (GVO) " 7 anos.
# Pequeno Volume de Óleo (PVO) " 10 anos.
# Ar comprimido " 10 anos, 20 anos em alguns casos.
! Ninguém executa manutenção nível C em disjuntores a vácuo.
! Há uma tendência de alongar o período para realização das manutenções nível C.
A experiência vivida por diversas empresas certamente está sendo utilizada para discussão
com os fabricantes para alongar intervalo de tempo possível entre as manutenções nas
câmaras de interrupção. Dados levantados pela NGC – The National Grid Company plc,
demostram que as câmaras só necessitam ser abertas a partir de 40 anos de operação,
enquanto que os sistemas associados aos mecanismos de acionamento apresentam
problemas a partir de 20 anos, além dos componentes dos sistemas de controle e
monitoramento que tem o tempo de troca bem menor, ou por desgaste natural ou por
obsoletismo. Os sistemas de acionamento e controle são os principais fatores na
determinação dos intervalos para maiores manutenções ou troca de componentes (CIGRÉ,
2000).
Na França, uma avaliação de GIS (Estações a gás SF6) com mais de 30 anos, onde estão
incluídos disjuntores a SF6 dupla pressão, as condições gerais foram consideradas
satisfatórias. As partes que encapsulam o gás SF6 para a atmosfera não apresentaram sinais
de desgaste nas juntas de vedação ou epoxi isolante. Componentes submetidos a esforços
dinâmicos apresentaram sinais de degradação e deterioração. Os circuitos de controle e
auxiliares estão sendo substituídos para manter bons níveis de confiabilidade.
Na Chesf uma parte do parque de disjuntores de classe tensão igual o superior a 230kV
está no final do primeiro período de serviço, entre 20 e 30 anos, com os programas de
manutenção de grande porte em andamento, onde há uma expectativa de manter o
desempenho operacional satisfatório até o final do segundo período de serviço.
58
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
5.2. Final de Um Período de Serviço
Tratando apenas do ciclo de manutenção preventiva periódica, grande parte dos custos
diretos de manutenção está concentrada na manutenção de grande porte, nível C, em
alguns casos chegando a 80%. Lembrar que este tipo de intervenção reinicia o ciclo de
manutenção e no seu contexto admite-se que o equipamento terá um desempenho
satisfatório por pelo menos um novo período de serviço. Observar que para alguns
disjuntores isto pode representar uma decisão para 25 anos à frente.
Diante das perspectivas acima, principalmente para disjuntores de extra alta tensão, acima
de 230kV, uma intervenção de manutenção deste porte deve ser tratado como se fosse uma
parada geral de toda uma unidade fabril, ou seja, com todo o tratamento desde o
planejamento até a sua execução e avaliação bastante cuidadoso. Muitos desses disjuntores
têm um período de serviço entre 15 e 25 anos, ou seja, alguns equipamentos não
completam 3 ciclos de manutenção, se considerado um limite de 50 anos de vida útil.
A seguir serão discutidos diversos aspectos que devem ser considerados no tratamento da
questão de obsoletismo de disjuntores de alta tensão.
5.3. Vida Residual de Disjuntores de Alta Tensão
A vida residual de disjuntores depende da idade e desgaste natural, algumas vezes,
problemas são acumulados devido a defeitos causados por problemas ocorridos desde a as
fases de projeto até o final de operação comercial. Observar que no caso de fatores
relacionados a idade e o desgaste natural de componentes, podem ser monitorados pela
acumulação de dados operacionais ( por exemplo o somatório de correntes interrompidas,
número de manobras, etc. ) e comparados com limites pré estabelecidos. Po outro lado, a
necessidade de intervenções freqüentes para correção de defeitos, pode desenvolver
internamente falhas parciais ou completas, comprometendo a sua performance.
Um cuidado que deve ser tomado nesta análise é a concentração de ocorrências em
determinada unidade, pois pode influenciar negativamente na análise de sua vida residual
de um grupo de equipamentos de uma mesma família, no caso de análise amostral.
Para análise de componentes disjuntores, estressados após alguns tipos de manobras no
sistema, alguns especialistas estabeleceram fórmulas empíricas que avaliam fenômenos de
59
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
desgaste e fadiga dos seus componentes mecânicos e elétricos, principalmente nas peças de
difícil acesso, tais como bocal de sopro, contatos principais e contato de arco.
Para avaliação de condição, muitas empresas tem adotado a prática de fazer uma avaliação
por amostragem, na época da primeira manutenção de grande porte (nível C), para efetuar
uma análise do estado de desgaste dos diversos componentes, validando assim a política de
intervenções previstas no plano de manutenção preventiva, além de tentar validar o uso de
fórmulas de avaliação de desgaste.
Observar que o acúmulo de informações precisas sobre os problemas apresentados na
família de disjuntores sob análise, desde a montagem, operação e manutenção, junto com
ferramentas de avaliação adequadas, será de grande valor para que se possa inferir sobre a
vida residual do equipamento ou componentes deste. A Tabela 5.1 a seguir, publicada no
artigo da Gigré International publica na revista Electra número 102, sugere uma série de
dados operacionais para monitorar disjuntores, manipulando dados para a análise de
desgaste de diversos componentes (MAZZA, 1987).
A pesquisa internacional sobre falhas em disjuntores realizados pelo subgrupo 13-8
CIGRÉ Internacional, com dados coletados entre 1988 e 1991 (IEEE, 1997), mostra que
68% das falhas tipo maior em disjuntores a SF6 pressão única, tensão acima de 63 kV
ocorrem devido a operação incorreta do mecanismo de acionamento, sendo 64% devido a
problemas de origem mecânica e 36% de origem elétrica (circuitos auxiliares e de
controle), com maior concentração em 4 modos de falha: não fecha sob comando; não abre
sob comando; fecha sem comando e abre sem comando.
A partir dos resultados da primeira pesquisa patrocinada pela Cigré, com dados levantados
entre 1974 e 1978, foi calculado um indicador estabelecendo o número médio de ciclos de
operação em que mecanismo de acionamento que apresenta um falho tipo maior, no caso o
MOCBF – Mean Operating-Cycles between Major Failures, cujos resultados apresentamos
na Tabela 5.2 (MAZZA, 1981), facilitando o estabelecimento de tempo médio entre falhas
(MTBF), admitindo para o exemplo dado, em média cada disjuntor executa 80 ciclos de
operação por ano.
60
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Tabela 5.1 – Monitorando Componentes
COMPONENTE DADO OPERACIONAL Contatos de arco ⇒ Somatório das correntes interrompidas
⇒ Somatório das correntes interrompidas para determinada potência ⇒ Somatório das correntes interrompidas acima de 50% da Icc do disjuntor ⇒ Somatório das correntes interrompidas X tempo de arco ⇒ Somatório de corrente durante o fechamento acima de 50% do valor nominal ⇒ Combinação desses fatores
Bocal de sopro ⇒ Os mesmos dados utilizados para os contatos de arco ⇒ Número de ciclos de operação ⇒ Número de restrike/ou reignições ⇒ Número de manobras chaveando reatores e capacitores ⇒ Combinação desses fatores
Mecanismo de Operação
⇒ Número de ciclos de operação ⇒ Número de partidas de motores total e por unidade de tempo ⇒ Somatório do tempo do motor operando ⇒ Somatório de horas operando em condições extremas ⇒ Somatório do tempo fora de operação ⇒ Combinação desses fatores
Contatos Principais ⇒ Número de ciclos de operação ⇒ Duração de corrente acima do valor nominal ⇒ Os mesmos dados utilizados para os contatos de arco ⇒ Combinação desses fatores
Contatos Auxiliares ⇒ Número de ciclos de operação ⇒ Número de partidas de motores ⇒ Somatório de horas operando em condições extremas ⇒ Combinação desses fatores
Tabela 5.2 – MOCBF e MTBF Mecanismo de Operação Disjuntores
Tensão em kV MOCBF (Ciclos de operação) MTBF (anos) Todas as tensões 3.270 40
63 ≤ V < 100 13.230 165
100 ≤ V < 200 2.790 34
200 ≤ V < 300 2.300 28
300 ≤ V < 500 1.060 13
500 ≤ V 440 10
Observar que o número de ciclos de operação decresce com o aumento da classe de tensão
e que para a classe de tensão entre 63 e 100kV é 30 vezes maior do na tensão acima de
500kV.
61
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
A norma IEC 56 – 1987 propõe como teste de tipo para disjuntores de uso externo a
execução de 2.000 ciclos de operação (abrir e fechar), isto é, para um disjuntor que executa
80 ciclos por ano, deverá falhar com 25 anos de serviço (devido a problemas no
mecanismo de operação).
Analisando os dados dos disjuntores Chesf entre 1994 e 2003, observa-se que o número de
ciclos de operação por ano varia entre nenhuma manobra e 738 ciclos de operação, sendo
que em 95,42% dos casos estão os equipamentos que manobram até 80 ciclos anuais.
A avaliação de vida residual para alguns casos específicos deve ser individual, até porquê
será muito diferente a expectativa do tempo para a falha entre um disjuntor que manobra
até 10 ciclos anuais de outro que executa 200 ciclos anuais.
A metodologia acima pode ser usada para estimar o tempo até a próxima intervenção no
mecanismo de acionamento ou mesmo a sua vida residual.
Algumas vezes, entretanto, a vida residual de um disjuntor é função do ponto da rede onde
o equipamento funciona, pois além da análise da performance, deve ser considerando o
plano de ampliação do subsistema associado para avaliar de adequação. Este fator pode
indicar a necessidade de antecipar a retirada do equipamento de operação, seja para sucata
ou montagem em outro ponto do sistema.
5.4. Extensão de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Se não há problemas na subestação com respeito a adequação dos disjuntores atuais,
considerando pelo menos um período de serviço ( PS ) a frente, requisitos legais ou
ambientais, além do nível de disponibilidade, confiabilidade e mantenabilidade adequados,
a extensão de vida normalmente é uma boa opção.
Uma investigação nos ensaios de tipo e rotina realizados no passado, nas especificações
originais, nos padrões de aceitação dos equipamentos, a análise da influência da idade do
equipamento, a influência de materiais e sobressalentes utilizados em manutenções
realizadas, a disponibilidade de sobressalentes, são aspectos que indicam o nível de
adequação do equipamento as exigências atuais.
62
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Com relação a componentes específicos, em muitos casos, deve ser analisada a
possibilidade de efetuar uma ação de canibalismo de determinadas unidades com o intuito
de disponibilizar peças para outras unidades mantidas em operação.
A instalação de sistemas de monitoração e diagnóstico é uma opção, porém esbarra sempre
nos problemas de adaptação dos sistemas disponíveis no mercado, pois os disjuntores mais
antigos não foram projetados para trabalhar com este tipo de sistema.
A extensão de vida de disjuntores normalmente é possível, depende muito da experiência
da empresa com disjuntores, dos compromissos assumidos em termos de confiabilidade,
custos e riscos.
5.5. Final de Vida e Obsoletismo de Disjuntores de Alta Tensão
Já vimos que o disjuntor é um equipamento predominantemente reparável, subdividido em
módulos, o que facilita o processo de análise do equipamento a partir dos subsistemas
associados.
A avaliação de final de vida útil não é pela idade apenas, pois se a empresa dispõe de
equipes capacitadas, sobressalentes e peças de reposição, em princípio o equipamento não
seria substituído. Observar que há disjuntores em operação energizados a mais de 60 anos.
Falar em final de vida útil considerando apenas aspectos de receitas e custos operacionais é
muito difícil, para grande maioria dos sistemas elétricos não há uma receita direta
associada a um disjuntor específico, o tratamento deve ser sistêmico associado a riscos,
que de uma forma mais rudimentar deve ser associado a segurança de que se cumprido o
plano de manutenção definido os modos de falha conhecidos estarão sob controle. Assim, a
consideração de que o plano de manutenção não será cumprido até o final do período de
serviço, é suficiente para identificar disjuntores em final de vida útil, ou de uma forma
mais aderente considerar que o equipamento é obsoleto.
O termo obsoleto, segundo o dicionário Aurélio, é o que caiu em desuso, antiquado,
arcaico. Quanto ao termo tecnologia obsoleta é aquela que tenha sido substituída por outra
mais avançada, porém não necessariamente com muito tempo de vida, quando comparada
com uma expectativa de vida considerada normal para bens de capital. Os disjuntores a
óleo e ar comprimido são exemplos de tecnologias consideradas obsoletas.
63
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
O fato é que, se um determinado disjuntor, mesmo de tecnologia considerada obsoleta,
opera com níveis de confiabilidade e mantenabilidade adequados, isto é, com expectativa
de taxa de falha normal, peças sobressalentes e ferramentas disponíveis, técnicos treinados
para executar manutenções previstas, não necessariamente é considerado como obsoleto.
Dentro desse contexto, o disjuntor obsoleto, não necessariamente é o de tecnologia
obsoleta, mas aquele equipamento que está operando em condições tidas como
insatisfatórias, devido a fatores técnicos, econômicos, políticos e até legais, impondo níveis
de risco considerados inaceitáveis.
Trata-se de uma avaliação de múltiplos critérios, com diversos aspectos sendo
considerados. Para facilitar o entendimento, os critérios serão subdivididos em dois
grandes grupos, o primeiro com enfoque mais técnico e o segundo associado a risco.
Naturalmente os aspectos não são independentes entre si, ou seja a predominância de um
pode elevar o grau de importância de outro. Assim temos:
I. Técnicos
! Idade do equipamento ou tempo de vida operacional;
! Adequação do equipamento na rede;
! Performance;
! Análise de Orfandade;
! Análise do estado geral do equipamento.
II. Riscos
! Segurança das pessoas;
! Meio ambiente;
! Legislação;
! Política (associada a imagem da empresa );
! Performance.
64
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
5.5.1. Tempo de Vida de Disjuntores
A substituição de equipamentos pelo tempo de vida é um assunto que, via de regra, tem um
tratamento muito particular em cada empresa. Para disjuntores, tipicamente se considera
uma expectativa de vida entre 35 e 50 anos, assumindo que as manutenções preventivas e
corretivas são executadas normalmente. Exceções devem ser consideradas quando o
disjuntor tem uma freqüência de manobra muito grande, o que leva a necessidade de
antecipar intervenções de manutenção ou mesmo reforma, devido ao desgaste acelerado
dos componentes mecânicos do disjuntor. A substituição de disjuntores com 50 anos de
operação é uma tendência.
Admitindo a idade limite de 50 anos, o volume de recursos empregados para a realização
de manutenção de grande porte, a expectativa de que após esta intervenção o disjuntor
manterá um bom nível de performance por pelo menos um ou mais períodos de serviço
(PS), caracteriza que estes são momentos de decisão importantes (Figura 5.4).
TÚtimaMPC Tanálise TPróximaMPC T50 anos
Tempo
Data da últimaManutenção degrande porte
Data da próximaManutenção degrande porte
Data da análiseou observação
Período de
Serviço ( PS )
Figura 5.4 – Análise do Tempo de Operação
65
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
5.5.2. Adequação do Disjuntor na Rede
A tecnologia de disjuntores avança rapidamente, a modelagem, o conhecimento e o
entendimento de condições mais severas em que o disjuntor opera também são mais
abrangentes. Estes novos conhecimentos têm sido alcançados devido ao aperfeiçoamento
de sistemas de medição e capacidade de simulação. Presume-se então que vários dos
disjuntores mais antigos em operação não são garantidos para suportar as condições
operacionais mais severas, tratadas atualmente.
Como não poderia ser diferente, as normas utilizadas para especificação e testes de
qualificação têm sido incrementadas com estes novos conhecimentos, conseqüentemente
muitos dos projetos antigos não seriam aprovados nas especificações atuais.
Anos de bom desempenho de disjuntores com projetos antigos não são invalidados por
testes mais severos, simplesmente podem, em determinadas circunstâncias, demonstrar que
há uma pequena possibilidade de se submetidos àquelas condições, poderão falhar.
5.5.3. Performance de Disjuntores
Como vimos no capítulo anterior, a performance é função principalmente da duração e
freqüências de saídas forçadas ou planejadas. A análise de todo o histórico de intervenções
para reparo ou correção de problemas, correlacionando-as com a operação segura do
sistema elétrico é a finalidade maior do estudo de performance dos equipamentos, assim
mais especificamente:
! A análise das falhas como suporte para a medida da probabilidade de ocorrer um
evento de forma intempestiva e que traga prejuízos a operação normal do sistema;
! A análise do tempo médio de reparo do disjuntor como medida da performance de
toda a estrutura de manutenção colocada a disposição para manutenção preventiva e
pronto restabelecimento após a ocorrência de uma falha qualquer;
! A análise da freqüência de intervenções não programadas como medida de
performance da política de manutenção definida, podendo indicar a predominância de
retrabalhos, levando-se em conta que a ocorrência de defeitos repetitivos pode indicar
uma falha funcional mais severa.
Vale lembrar, entretanto, que a análise de confiabilidade, procura refletir um estado da
natureza que é desconhecido (ALMEIDA, 1987).
66
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
A tecnologia de disjuntores passou por uma revolução nos últimos 20 anos (BC HYDRO,
1996), inclusive o seu processo fabril. Para muitos modelos antigos, o período de
comercialização já passou (Figura 5.1), as empresas de energia não têm garantia de que
peças originais serão fornecidas e pior ainda, muitos fabricantes, potenciais fornecedores
de peças e tecnologia de manutenção, estão fora do mercado a algum tempo. Isto significa
também que muitos sobressalentes e componentes específicos requeridos para manter
disjuntores em operação não estão mais disponíveis, levando as empresas a programas de
nacionalização ou mesmo em situações extremas, improvisações que via de regra não
trazem resultados satisfatórios.
A execução dos programas de manutenções preventivas e a capacidade de execução de
manutenções corretivas são as principais atividades executivas que fazem parte da política
de manutenção adotada para disjuntores de alta e extra tensão. Assim, deverá ser realizada
uma avaliação da capacidade da estrutura de manutenção colocada a disposição, seja ela
dentro ou fora da empresa, considerando um horizonte temporal de pelo menos mais um
período de serviço.
Os principais fatores de avaliação associados a política de manutenção adotada, são:
! Disponibilidade de sobressalentes � utilizados em grande parte nas manutenções
preventivas de grande porte e intervenções para restabelecer o equipamento após uma
falha ou defeito. A avaliação da disponibilidade de sobressalentes para todos os
equipamentos em operação a luz da expectativa de uso deve levar em consideração
fatores como, ter o material disponível no almoxarifado ou no mercado, desde que de
acesso fácil e rápido;
! Disponibilidade de componentes diversos � são peças específicas do equipamento,
algumas vezes utilizadas durante reparos. Algumas empresas adotam a política de
manter um equipamento disponível para esse fim, sendo tratados como disjuntores
canalizados;
! Disponibilidade de ferramentas especiais e infra-estrutura suporte � garantia de
que as equipes dispõem de ferramentas, mesmo que antigas, porém adequadas para
realização de intervenções diversas;
! Capacitação das equipes – depende muito da política de terceirização da empresa,
porém normalmente a equipe própria é fundamental para manutenções corretivas.
67
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Naturalmente deve-se avaliar a disponibilidade de empresas no mercado que possam
atender demandas temporárias previstas nos programas de manutenções preventivas;
! Garantia de ajuste dos mecanismos de acionamento – tanto os mecanismos
principais como os auxiliares, deverão ser submetidos a análises para verificação do
nível de degradação, bem como a possibilidade de manter ajustes previstos no projeto
original.
Para uma avaliação de sobressalentes, vale considerar que devido aos baixos níveis de taxa
de falha, a demanda é muito maior para uso durante as manutenções preventivas periódicas
do que em manutenções corretivas, o que facilita o trabalho de análise.
Para se ter uma idéia dessa relação de consumo, vamos admitir que uma família de
disjuntores de 230kV, composta de 80 unidades, tem historicamente uma taxa de falhas
média anual de 5%, e que em média 10% das falhas se utiliza um conjunto de
sobressalentes completo (o que é um número bastante elevado). Considerando ainda que
está previsto no programa de manutenção preventiva periódica uma intervenção de grande
porte (PmPC) a cada 15 anos de operação, ou seja, pelo menos nesta oportunidade será
utilizado um conjunto completo de sobressalentes. A partir dos dados acima, podemos
observar que:
a) Há uma expectativa de ocorrer 4 falhas anuais, considerando que as 80 unidades
permanecerão em operação durante todo o período de serviço, 15 anos. Isto é, há uma
expectativa de 60 falhas (15 x 4) durante um período de serviço;
b) Para intervenções corretivas deverão ser disponibilizados 6 (10%) conjuntos de
sobressalentes;
c) Para manutenção preventiva deverão ser disponibilizados 80 conjuntos de
sobressalentes;
d) Logo, para cada conjunto utilizado em reparos previstos num ciclo de manutenção (15
anos) deverão ser previstos cerca de 13 conjuntos para utilização durante as
intervenções para execução do programa de manutenção preventiva.
A análise acima é bastante superficial, pois não dá um tratamento diferenciado para
determinadas peças de uso mais freqüente em intervenções corretivas, tais como
intervenções com troca de vedações para correção de vazamentos de gás ou óleo. Por outro
68
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
lado, o fato de ter a disposição na empresa ou no mercado sobressalentes e peças para uma
manutenção de grande porte, deve ser suficiente para atuação em intervenções para reparo.
Efetuar estudos de confiabilidade de disjuntores tem uma dificuldade muito grande,
notadamente devido a diversidade de projetos e sua associação aos modos de falha. Para o
nosso trabalho tomamos por base o estudo de avaliação de confiabilidade de disjuntores de
tensão acima de 63kV desenvolvido pela subcomissão 13.06 da Cigré (HEISING et al.,
1994), que propõe a subdivisão do estudo da taxa de falhas do tipo maior em dois grandes
grupos.
O primeiro grupo com as falhas que se manifestam em estado de repouso, ou seja , não
precedida de uma manobra, com modos de falha do tipo: bloqueio de função na posição
aberto ou fechado, falha conduzindo a corrente de carga, descarga para terra ou entre
fases, descarga entre terminais de um mesmo polo com o disjuntor aberto, fechar sem
comando e abrir sem comando. Para esse grupo a taxa de falhas são representada por λS.
O segundo grupo com falhas que se manifestam durante ou após a realização de uma
manobra, seja para isolar uma falta, ou não. Assim são considerados os modos de falha do
tipo não abrir sob comando, não extinguir a corrente durante uma manobra de abertura,
não fechar sob comando, ou não estabelecer a corrente durante comando de fechamento.
Na pesquisa acima, os valores das taxas de falhas (λC) foram calculadas por 10 mil
operações, sendo normalizadas pela multiplicação do número médio de ciclos de operação
por ano (c) , ou seja a taxa de falhas com manobras será dado por c.λC. Assim a taxa de
falhas total será a soma das taxas dos dois grupos ( λS e c.λC ).
Ainda segundo os mesmos estudos da Cigré, há uma distribuição de aproximadamente
50% para cada parcela, isto é, λS ≅ c.λC .
Com efeito, para o tratamento e gerenciamento de risco, proposto no tópico seguinte, serão
consideradas apenas as falhas do tipo maior, e do segundo grupo acima.
Observar que para as falhas do tipo maior é necessária a intervenção imediata da
manutenção. Já o fato de considerar apenas falhas do segundo grupo, é interessante pois
são eventos que ocorrem durante manobras, originadas ou não dos esquemas de proteção,
programadas ou não, e suas conseqüências para sistema são mais significativas,
normalmente levam a atuação das proteções de retaguarda.
69
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Já, para as ocorrências do primeiro grupo, ou são muito raras (descargas para a terra, por
exemplo), ou os equipamentos são facilmente isolados sem maiores conseqüências para o
sistema (bloqueio de função).
5.5.4. Análise de Risco
O risco pode ser definido como sendo a medida de perda econômica e/ou de danos à vida
humana, resultante da combinação entre a freqüência e as conseqüências tangíveis e
intangíveis relacionadas as perdas ou danos para a empresa, pessoas e/ou meio ambiente.
Sob o ponto de vista da empresa, as conseqüências estão relacionadas diretamente ao
produto ou serviço prestado, no entanto fatores intangíveis relacionados a imagem da
empresa perante a sociedade também devem ser considerados. Quanto a freqüência, são
efetuadas avaliações de confiabilidade, isto é, ou mais especificamente, a probabilidade de
ocorrer um evento que causa dano e prejuízo.
O risco é alto quando a probabilidade do evento ocorrer é alta e traz sérias conseqüências.
Muito confundido com o risco, o termo perigo não é uma grandeza mensurável, mas o
estado presente ou uma característica do sistema produtivo ou instalação que tem potencial
de gerar dano e/ou lesão nas pessoas, propriedades ou meio ambiente. Assim, as
instalações e equipamentos que formam os sistemas elétricos de potência são um perigo
em potencial, considerando as suas próprias características físicas ou do seu estado de
conservação, podendo ser agravado por este.
Dentro deste contexto, um estado de perigo em que a segurança das pessoas e meio
ambiente nunca deverão ser comprometidas, assim um disjuntor deve ser adequado para
trabalhar no sistema de segurança da instalação, e quando operam nos limites de
especificação ou estado de conservação, torna-se uma condição desfavorável e, portanto
extremamente perigosa.
O risco é minimizado com a adoção e aumento de salvaguardas, tanto do lado de medidas
preventivas como através de medidas de proteção. Essas salvaguardas, implementadas
através de medidas preventivas sobre os equipamentos atuam para a redução do risco,
70
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
mantendo o valor esperado para a taxa de falhas (freqüência) dentro de níveis considerados
normais. Abaixo alguns exemplos de medidas preventivas:
! Aumento da confiabilidade individual dos componentes, através da atuação da atuação
das equipes de manutenção incluindo a implantação de melhorias. Observar que muitas
vezes esta solução é inviável sob os pontos de vista técnico ou econômico, tornando
necessária a substituição do equipamento por obsoletismo;
! Aperfeiçoamento da configuração do sistema;
! Revisão da freqüência estabelecida para execução inspeções e tarefas de manutenções
preventivas;
! Capacitação e treinamento de pessoal.
Por outro lado, as medidas relacionadas com as conseqüências não têm caráter preventivo,
mas sim de proteção, já que visam minimizar os danos decorrentes de eventuais acidentes:
! A estruturação e implantação de planos de emergência;
! Limitação dos danos resultantes de incêndios e explosões (bacias de contenção,
sistemas de prevenção e combate ao fogo, reforço de estruturas, etc.).
A Figura 5.5 ilustra o processo de gerenciamento de riscos.
Riscos
Redução daFreqüência(prevenção)
Gerenciamentode Riscos
Redução dasConseqüências
(proteção)
Figura 5.5 – Processo de Gerenciamento do Risco
71
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Técnicas de gerenciamento de risco utilizadas para mitigar problemas em disjuntores,
assim como avaliar o risco de falha, mesmo com um tratamento puramente qualitativo,
deve fazer parte do elenco de ferramentas para identificação de equipamentos considerados
obsoletos. A professora Dayse Duarte, propõe uma nova maneira de pensar sobre
gerenciamento de riscos, envolvendo as etapas de entendimento do problema, seleção do
objeto, avaliação de desempenho do sistema, prevenção de falhas, análise de decisão e a
própria decisão. Este modelo segundo a autora tem uma aplicação muito aderente para
situações de risco de incêndio e explosão (DUARTE, 2003).
Quanto a poluição ambiental os disjuntores a grande volume de óleo (GVO), gás SF6 e ar
comprimido são elementos de análise e preocupação. O primeiro, devido a possibilidade de
um grande vazamento de óleo (disjuntor tipo GVO de 230kV tem aproximadamente 9.000
litros de óleo por polo). Neste caso, salvaguardas como a construção de tanques de
contenção poderá manter o risco em níveis aceitáveis, evitando o investimento em um
disjuntor novo.
Quanto ao disjuntor a SF6, o próprio gás ainda é classificado como não poluente, enquanto
a convivência com processos corretivos para controle de vazamento é o ponto vulnerável,
sob o ponto de vista dos custos de manutenção (retrabalho), ou ainda os custos para
implantação de melhorias. Para disjuntores de tecnologia a ar comprimido os problemas
estão relacionados ao nível de ruído durante manobras.
Como definido acima, o risco pode ser medido ou avaliado pela expectativa de perdas
econômicas num período definido, resultado do produto da probabilidade da falha ocorrer,
pelas conseqüências presumidas, traduzidas em valor monetário, e eventualmente ainda
multiplicado por algum fator modificador, que serve para unificar as bases de dados ou
efetuar um tratamento diferenciado para uma situação atípica. Assim o risco como
representação numérica pode comparar situações aparentemente muito distintas, ver os
eventos ilustrados na Tabela 5.3.
72
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Tabela 5.3 – Risco associado a perdas econômicas
Even-
to
Taxa de Falha/
(falhas / monobra)
Probabilidade
Número de
Manobras/ ano
(Fator Modificador)
Conseqüência
Presumida por
falha
RISCO NO
ANO
( R$/ano )
1 0,5% ou 1/200 200 R$ 100.000,00 R$ 100.000,00
2 1% ou 1/100 500 R$ 20.000,00 R$ 100.000,00
3 0,1% ou 1/1000 25 R$ 4.000.000,00 R$ 100.000,00
Para definir os níveis de risco, faremos uma avaliação predominantemente qualitativa,
promovendo um cruzamento de diversos fatores relacionados a expectativa de ocorrer um
evento de falha (probabilidade), dado que este evento possa provocar danos ao sistema,
contra conseqüências presumidas, construindo assim uma matriz de risco.
Seja P1 < P2 <P3 a probabilidade de ocorrer uma falha, e C1 < C2 < C3 as conseqüências
desta falha, assim a matriz de risco é representada da seguinte forma (Figura 5.6):
Figura 5.6 – Matriz de Risco
P3 Risco Risco Risco
P2 Risco Risco Risco
P1 Risco Risco Risco
C1 C3 C4
73
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Para analisar a probabilidade de ocorrer um evento de falha funcional, será utilizado o
indicador de desempenho taxa de falhas dos disjuntores do grupo sob análise, λgrupo. Serão
consideradas apenas as falhas dos últimos 5 anos, do tipo maior e que tenham se
manifestado através de uma solicitação de manobras (grupo2, ver subtítulo anterior).
Como modelo, admitiremos que os eventos de falha são aleatórios e seguem um processo
de Poisson, com taxa de falhas constante, e que, após cada falha, o equipamento é reparado
e retorna a operação normal. Observar que para os equipamentos em estudo a fase de
mortalidade infantil já passou, além do mais, na janela de tempo considerada, 5 anos, o
processo de desgaste natural das peças e componentes diversos não são responsáveis por
uma elevação significativa da taxa falhas.
Para efeito de analise estatística, o grupo de disjuntores sob análise é o espaço amostral
retirado da população estudada pelo Cigré, sobre o qual utilizaremos o teste de hipótese
estatística, modelo unilateral direito, estudado no capítulo anterior.
Tomemos como hipótese nula H0 que a taxa de falhas do grupo é considerada normal,
próximo ao valor de referencia publicado pelo Cigré, e caso rejeitada, aceitar a hipótese
alternativa H1, isto é, a taxa de falhas do grupo de disjuntores é elevada.
Assim temos que:
! Hipótese nula H0 : λ = λ0 " taxa de falhas normal
! Hipótese alternativa H1 : λ > λ0 " taxa de falhas elevada
Sendo:
λ " taxa de falhas (representação verdadeira do grupo sob análise)
λ0 " taxa falhas de referência (estimador da população)
Vimos no capítulo anterior que se a hipótese nula for rejeitada e conseqüentemente a
aceitação da hipótese alternativa, estaremos cometendo um erro do primeiro tipo, isto é, a
taxa de falhas não é elevada, com probabilidade afirmativa igual ao nível de significância
do teste, representado por α.
Assim, executando o teste de hipótese com nível de significância de 10%, conforme
proposto no capítulo anterior, será verificado se grupo de disjuntores sob análise pode ser
considerado como:
74
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
! P1 caso a hipótese nula não seja rejeitada
! P2 caso a hipótese alternativa seja aceita.
Quanto as conseqüências de uma falha num determinado disjuntor pode utilizaremos a
tabela 5.4 abaixo, incluindo aspectos relacionados a segurança para as pessoas, meio
ambiental e sistema elétrico.
Tabela 5.4 – Conseqüências da Falha
Conseqüências C1 - Desprezível ! Desligamento sem conseqüências, para o disjuntor sob análise o
esquema de retaguarda está ativado ( esquema de falha de disjuntor).
! Desligamento não produzirá danos as pessoas, ao meio ambiente ou a outros equipamentos.
C2 � Leve
! Desligamento de um linha de um subsistema em anel, barra de uma subestação seccionadora, um transformador, todos sem corte de carga;
! Desligamento da alimentação AC dos serviços auxiliares da subestação;
C3 - Grave
! Desligamento da barra da subestação ou um terminal de um consumidor industrial
! Desligamento de terminal linha de sistema radial ! Desligamento de um transformador que provoque um corte de
carga inicial de mais de 50% ! Danos às pessoas, meio ambiente ou bem público.
C4 - Catastrófico
! Desligamento do sistema ou subsistema regional. ! Qualquer dano que envolva perda humana.
Observando pelo lado da conseqüência, muitas vezes se justifica uma atenção especial que
promova elevação das chances de boa performance de um grupo de equipamentos,
principalmente quando estes são instalados em pontos de estrangulamento do sistema, ou
seja a análise e decisão sobre dois equipamentos de mesma família e históricos
operacionais podem ser bastante distintas.
A Figura 5.7 representa a matriz de risco construída, indicando o grau de risco avaliado.
75
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Figura 5.7 - Nível de Risco
5.5.5. Análise de Orfandade de Disjuntores
Utilizado normalmente para designar uma quantidade muito pequena de disjuntores de um
mesmo tipo/ modelo em operação na empresa, elevando os custos de armazenamento de
peças sobressalentes e treinamento de equipes de manutenção. Estudos feitos pela empresa
B.C. Hydro mostram que um número menor ou igual a 5 unidades é prejudicial sob
contexto de custo de manter a política de sobressalentes, peças de reposição, ferramentas
especiais e infra estrutura suporte, bem como a dedicação da equipe de manutenção (BC
HYDRO, 1996).
5.5.6. Estado geral do Disjuntor
Analisar o histórico de intervenções para manutenção, incluindo verificações sobre a
tendência de resultados de testes, ensaios, ajustes mecânicos, freqüência de intervenções
para correção de defeitos, retrabalho devido a problemas crônicos. Um roteiro de inspeção
visual com base em modos de falha ou defeitos é um recurso importante nesta fase de
levantamento de dados.
Algumas empresas utilizam formulários específicos para executar este levantamento de
dados, incluindo uma pontuação com regras predefinidas para facilitar o processo de
seleção dos equipamentos mais críticos.
P2 C B A A
P1 C C B A
C1 C2 C3 C4Desprezível Leve Grave Catastrofico
76
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
5.6. Custos de Manutenção
Um análise econômica associada a decisão de permanecer com a execução do plano de
manutenção preventiva, executar uma grande reforma ou mesmo substituir o disjuntor,
pode ser feita através dos conceitos utilizados pela metodologia do Custo do Ciclo de Vida
– LCC ( Life Cycle Cost ), trazendo os custos futuros para a época de análise descontados
os efeitos da inflação, possibilitando a análise de alternativas de investimento, utilizando o
método do valor presente (VP) como critério de decisão.
O tratamento das incertezas inerentes aos custos futuros as parcelas de composição do
LCC, a exemplo dos custos associados a ocorrências de falhas e defeitos, manutenções
preventivas e valor de revenda, são tratadas através da distribuição de probabilidade e o
valor presente calculado através do Método de Monte Carlo. Observar que para o caso de
reforma, retrofit ou substituição do disjuntor, uma variável como taxa de falhas poderá ser
reconsiderada a partir da nova condição.
Essa metodologia é utilizada para casos muito específicos não tratados em nosso trabalho,
situações onde é considerada a possibilidade de adiamento de investimentos a luz de
expectativas de falhas muito diferentes entre os equipamentos envolvidos, além do
crescimento dos custos com manutenções. Entretanto, a título de ilustração vamos explorar
um pouco a equação 5.7, mostrando o comportamento dos custos de manutenção e
implantação (instalação), como suporte para a decisão de substituir ou reformar um
determinado equipamento.
Os principais componentes de custo foram considerados na equação a seguir. A parcela CR
– custo de reforma, retrofit ou substituição, é utilizada com a finalidade de explicitar o
investimento a partir da decisão tomada após a análise. Dentro desse contexto, se o período
de serviço (PS) do disjuntor for grande ( exemplo maior que 15 anos ), estiver na época de
análise próximo de completar ou completado um período de serviço, poderá ser
interessante explicitar uma parcela do custo de uma manutenção geral ( overhaul ).
∑=
++++++−++++=n
ipIPocPIMN CDCOCOCMCMCMVRCDCRCCCLCC
1)(
(5.2)
77
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Onde:
CN " Preço do equipamento novo
CM " Custo de montagem e comissionamento
CI " Custo de infra-estrutura
CMp " Custo do plano de manutenção
CMc " Custo de manutenção corretiva ( falha )
COp " Custo de operação
COI " Custo da indisponibilidade (outage) da função
CR " Custo da reforma ou substituição do equipamento
CD " Custo da desmobilização
CMo " Custo de manutenção outros ( correção de defeitos e melhorias )
VR " Valor residual ou valor de revenda
CDp " Custo da Depreciação
i ... n " Anos a partir do ano 1.
As parcelas mais importantes são o investimento no equipamento novo e os custos diretos
de manutenção, onde para equipamentos mais novos a segunda parcela é menos
significativa. No entanto, para equipamentos mais antigos os custos de manutenção são de
difícil estimação, normalmente devido a falta de informações confiáveis.
O comportamento temporal da função LCC para disjuntores é mostrado na Figura 5.8,
construído a partir de duas parcelas básicas, e eventualmente o valor de revenda (VR)
(normalmente desconsiderada devido a idade dos equipamentos analisados que são tratados
como sucata após a sua retirada de operação):
! Custos de implantação, CIMP = CN + CM + CI (Aquisição dos equipamentos, incluindo
estruturas civis e infra-estrutura suporte, montagem, comissionamento, energização e
infra-estrutura necessária para manutenção.
! Custos de Operação/Manutenção ou exploração, CEXP = CR + Σ (CMP + CMC + CMO
+ COP + COI + CDP ) incluindo, benfeitorias necessárias para eliminação de defeitos
sistemáticos, instalação de sistemas de monitoramento ou técnicas de controle, custos
com saídas forçadas, bem como, eventualmente os custos de reforma ou retrofit (CR).
78
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
A expressão 5.2 pode ser rescrita como se segue:
EXPIMP CCLCC += (5.3)
Sob a ótica de custo, deverá ser considerada a desvalorização do capital gasto para a
implantação e gasto com exploração até a época da avaliação, bem como os seus valores
no futuro, sendo assim na época da avaliação “n” a função custo de exploração será dada
por:
∑=
−++
+=
n
xxnEXPnIMPEXP i
xCi
CnC1 )1(
1)()1(
1)( (5.4)
Sendo CEXP(x) o custo de manutenção do xésimo ano.
Custo Implantação Custo Manutenção Custo de Exploração
Durabilidade Normal
Figura 5.8 - Composição de Custos de Exploração
Observar que o período de durabilidade normal tem o mesmo princípio tratado na Figura
5.1, e que após esse período há um risco de elevação dos custos de exploração
(principalmente os custos de manutenção).
79
U F P E - DEESP Capítulo 5 - Ciclo de Vida de Disjuntores de Alta Tensão
Dentro do contexto de exploração do equipamento, o comportamento da curva que
representa o ciclo do custo da vida útil dos disjuntores – LCC, varia segundo as
alternativas abaixo (Figura 5.9):
I. Prolongamento da vida do equipamento – mantendo o plano de manutenção atual.
II. Reforma ou renovação do equipamento.
III. Substituição do equipamento.
(III)
(II)
(I)
Decisão pela SubstituiçãoDecisão pelaReforma
Durabilidade Normal
Data da DecisãoCusto
TempoDurabilidade Consentida
Decisão pelaManutenção
Figura 5.9 – Duração da Vida Econômica
5.7. Considerações Finais
A partir das abordagens sobre o ciclo de vida de disjuntores, os aspectos relacionados com
a estrutura de manutenção, tempo de operação e grau de risco, serão considerados para
uma seleção preliminar de disjuntores a serem considerados como obsoletos.
No capítulo seguinte será discutida a estratégia utilizada para esta seleção, construindo um
subconjunto, para em seguida estabelecer uma ordem de prioridade para substituição
preventiva.
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
Capítulo 6
Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
Avaliar se um disjuntor está sob o ponto de vista da manutenção obsoleto, não é
estabelecido num ponto fixo da linha de tempo, bem como não há uma receita pré-definida,
apenas parte da experiência de técnicos de manutenção. Baseadas nos diversos critérios
abordados anteriormente poderão ser montadas estruturas de decisão que ajudarão a
ordenar as idéias e apoiar no processo de identificação de disjuntores ditos obsoletos.
Lembrar que a definição de que um determinado disjuntor está, sob o ponto de vista de
projeto, inadequado para operar é uma atribuição do planejamento da expansão,
normalmente fora da área de gestão da manutenção. Por outro lado, o investimento para a
execução de uma intervenção de manutenção de grande porte, reforma ou retrofit, que
projeta uma sobre vida do equipamento por mais um ou dois períodos de serviço (PS),
deverão ser consideradas as informações da engenharia de expansão quanto a expectativa
de crescimento da potência instalada na subestação ou sistema associado, pois poderá
indicar que este disjuntor estará superado dentro de pouco tempo.
81
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
Considerando o universo de equipamentos para análise, a diversidade fatores de influência,
o processo de identificação será dividido em duas etapas, a primeira com uma pré-seleção
de disjuntores considerados obsoletos, utilizando os principais fatores já discutidos, para
em seguida, incluir outros aspectos para estabelecer uma ordem de prioridade.
6.1. Seleção de disjuntores como obsoletos
Como vimos no capítulo anterior, o mais importante é confirmar se a estrutura de
manutenção disponível na empresa ou no mercado possibilita a execução da política de
manutenção definida para o disjuntor, fator esse considerado primordial como garantia de
performance atual e futura. Os diversos aspectos abordados no subitem 5.5.3,
sobressalentes, ferramentas especiais, infra-estrutura suporte, capacitação e ajuste de
mecanismos dependem de avaliações preliminares, muitas vezes subjetivas, realizadas por
especialistas diretamente ligados a compras e desenvolvimento de habilidades. Essa análise
pode feita para grupos de disjuntores de uma mesma família, o que facilita o trabalho.
Nesta etapa, mais dois aspectos serão verificados, o tempo de operação do disjuntor e o
grau de risco, conforme detalhado nos itens 5.5.1 e 5.5.6, respectivamente, para os quais,
poderão ser estabelecidos critérios objetivos de análise.
A fluxograma, figura 6.1, foi desenvolvido para efetuar uma análise sob os três pilares
destacados acima. Assim os disjuntores considerados obsoletos são equipamentos que:
! Não há garantia de que a performance conseguida até então será mantida, desde que
ela é suportada pela política de manutenção aplicada até o momento;
! O disjuntor tem mais de 30 anos de operação, está no quarto final do tempo entre
manutenções de grande porte, além do fato da soma entre o tempo de operação na
época da análise e meio período de serviço é maior que 50 anos.
! O disjuntor tem mais de 30 anos de operação, está no quarto final do tempo entre
manutenções de grande porte, o nível de curto circuito da barra é maior do que 90% da
sua capacidade de interrupção da corrente de curto circuito..
! O disjuntor tem mais de 30 anos e está operando num circuito onde foi associado um
grau de risco “A”, condição esta, via de regra, politicamente desconfortável.
82
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
Figura 6.1 - Seleção de Disjuntores Obsoletos – fluxograma básico
Base de dadosAnalisar um
grupo dedisjuntores
Atende ?
< 30 anos ?
Falta menos de ¼ dotempo para a próxima MP
de grande porte
Tempo de operação +½ PS > 50 anos
Análise deRisco
Grau deRiscoé A ?
Sim
Não
Não
Sim
Sim
Sim
Não
Não
Não
Não
>= 90 %?
Analisaroutro
equipa-mento
Disjuntorselecionado
Sim
Analisaroutro
equipa-mento
Disjuntorselecionado
Análise darelação de
Curto circuito
Análise daEstrutura deManutenção
Análise dotempo de
operação eciclo de
manutenção
Verificar a razão entre onível de curto circuito de
cada disjuntor e o nível decurto da barra fonte
Sim
83
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
As tabelas 6.1.a/b/c a seguir apresentam um roteiro básico para análise dos três principais
pontos mencionados, (estrutura de manutenção, vida operacional e risco), sendo que para
cada ponto são considerados as etapas de levantamento de dados, análise e parecer técnico.
Considerar um horizonte de dez anos a frente para os estudos sobre a estrutura de
manutenção e grau de risco.
Tabela 6.1.a - Estudo da estrutura de manutenção PONTO DE ANÁLISE
ETAPA IDENTIFICAÇÃO DE DADOS DE SUPORTE / QUESTIONAMENTOS E COMENTÁRIOS
Dados gerais
do grupo
! Selecionar a tensão, a tecnologia ( óleo, SF6, Ar comprimido ) ! Fabricante, tipo, projeto ! Quantidade de equipamentos do mesmo grupo em operação ! Quantidade de equipamentos do mesmo grupo em
almoxarifado ou fora de operação montados nas subestações ! Data do fim do período de comercialização ! Política de terceirização da manutenção, indicando quais os
tipos de intervenções que são contratadas.
Ótica –
Plano de
Manutenção
Preventiva
! Disponibilidade de sobressalentes na empresa ou se o mercado atende, de acordo com a política de manutenção e terceirização. Os preços praticados estão compatíveis com os praticados em outros contratos de manutenção semelhantes.
! Adequação da infra-estrutura suporte. ! Disponibilidade de equipes de manutenção capacitadas para
executarem atividades, sejam elas contratadas ou não, de acordo com a política de terceirização praticada.
Ótica –
Manutenções
Corretivas
! Disponibilidade de equipamentos completos ou parte deles nos almoxarifados.
! Disponibilidade de equipes de manutenção capacitadas para executarem atividades, sejam elas contratadas ou não, de acordo com a política de terceirização praticada.
! Análise do histórico recente de ocorrências, quanto a ocorrência de problemas crônicos e repetitivos, relacionados com ajustes e calibrações, quanto a viabilidade de mantê-los dentro de padrões aceitáveis.
Est
udo
da E
stru
tura
de
Man
uten
ção
Parecer
técnico
! O principal objetivo do parecer é indicar, com o horizonte de pelo menos 10 anos, se o plano de manutenção preventiva ou reparos poderão ser executados conforme política de manutenção e terceirização definidas.
! Caso atenda – passar para o próximo ponto de análise ! Caso não atenda, o disjuntor deve ser considerado como
obsoleto, passando para a fase de classificação de prioridade.
84
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
Tabela 6.1.b - Estudo do Tempo de Vida PONTO DE ANÁLISE
ETAPA IDENTIFICAÇÃO DE DADOS DE SUPORTE E OS PRINCIPAIS QUESTIONAMENTOS E COMENTÁRIOS
Levantamento
de dados
complemen-
tares
! Considerar os dados levantados na análise da estrutura de manutenção
! Tempo de operação. ! Período de serviço em anos ! Data das próximas manutenções preventivas de grande porte ! Nível da corrente de curto circuito das barras onde cada um
dos disjuntores está conectado ! Capacidade de interrupção da corrente de curto circuito de
cada um dos disjuntores.
Analise do
tempo de vida
! Verificar se o tempo de operação é menor que trinta anos. ! Verificar se falta menos de ¼ de um período de serviço até a
próxima manutenção de grande porte ! Verificar se a idade atual mais ½ período de serviço é maior
do que 50 anos. ! Verificar se a relação entre nível de curto circuito da barra e a
capacidade de interrupção da corrente de curto circuito do disjuntor sob análise é maior do que 90% (*)
Est
udo
do T
empo
de
Vid
a
Parecer
técnico
! O principal objetivo do parecer é indicar a viabilidade econômica de realizar um investimento em manutenção de grande porte, considerando a idade limite de 50 anos ou a possibilidade de tornar-se superado.
! Caso atenda – passar para o próximo ponto de análise ! Caso não atenda, o disjuntor deve ser considerado como
obsoleto, passando para a fase de classificação de prioridade. (*) – É esperado na fase de planejamento para contratação ou execução com recursos próprios de uma manutenção de grande porte num determinado disjuntor, seja avaliada a sua viabilidade, com base nas informações contidas no plano de expansão, considerando a possibilidade do disjuntor se tornar superado em pouco tempo, o que poderá levar a decisão de não realiza-la, aguardando a substituição do disjuntor dentro programa de investimento previsto.
85
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
Tabela 6.1.c - Estudo do Grau de Risco PONTO DE ANÁLISE
ETAPA IDENTIFICAÇÃO DE DADOS DE SUPORTE / QUESTIONAMENTOS E COMENTÁRIOS
Levantamento
de dados
complemen-
tares
! Considerar os dados levantados na análise da estrutura de manutenção
! Calcular a média da taxa de falha do grupo ( λmédio ) considerando o histórico dos últimos 5 anos e considerando os seguintes modos de falha: ! Recusa da ordem de abertura (Não abre sob comando); ! Disjuntou abre, mas não interrompeu a corrente; ! Disjuntou abre sem comando; ! Disjuntor fecha sem comando; ! Descarga elétrica para terra pelo isolador;
! Descarga elétrica para terra pela haste de comando. ! Tipo de conexão e as conseqüências no caso da ocorrência da
falha – conexão de transformador, conexão de autotransformador que interliga sistemas, linha de transmissão sistema radial, linha de transmissão sistema em anel, conexão para serviços ancilares (Compensador estático, síncrono, reator), transferência, etc.
! Verificar as possíveis conseqüências para o sistema, meio ambientes ou pessoas no caso da ocorrência de uma falha do tipo acima.
Analisar risco ! Classificar o grau de risco utilizando a matriz de risco.
Aná
lise
de r
isco
Parecer
técnico
! Grau de risco B ou C – encerrar análise. ! Grau de risco A, o disjuntor deve ser considerado como
obsoleto, passando para a fase de classificação de prioridade.
6.2. Processo de priorização
Nessa etapa serão considerados, além dos fatores principais já utilizados, outros também
discutidos no capítulo anterior, tais como: análise de orfandade, risco para o meio
ambiente, inspeção visual, disponibilidade de disjuntor curinga, final do período de
comercialização e número de manobras do mecanismo de acionamento. Com esta análise
será possível estabelecer uma ordem de prioridade para a substituição dos disjuntores
considerados obsoletos.
A metodologia foi adaptada do processo utilizado pelas empresas canadenses B.C. Hydro e
Hydro-Québec (CIGRÉ, 2000), apresentada na tabela 6.2 a seguir.
Cada disjuntor j selecionado anteriormente, é avaliado para cada um dos critérios i
definidos na tabela.
Para cada critério ci, foi atribuído um número em função do resultado da sua aplicação,
podendo assumir os valores entre 0 e 6, montando assim um vetor c, bem como uma
86
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
relação de importância do critério em relação aos demais, através do peso pi para cada
critério i (vetor p ) .
O resultado final da avaliação do disjuntor j, segundo os m critérios, é dado pelo produto
escalar:
∑=
∗=m
iiij pcr
1
(6.1)
Concluída a avaliação de cada disjuntor poderão ser formados subgrupos dentro dos
extremos rj-máx e rj-mín, para o estabelecimento de um programa de substituição dos
disjuntores obsoletos para os próximos anos.
Tabela 6.2 - Definição de Prioridades para Substituição Preventiva
Critérios de Avaliação para o disjuntor de ordem j
Avaliação (ci)
Peso (pi)
Rij = ci . pi
C1 Estrutura de Manutenção Adequada Sim Não
1 6
1,5
C2 Grau de risco – matriz de risco A B C
6 3 1
2
C3 Tempo de Operação em anos ( t ) t < 30 30≤ t < 40 40≤ t < 50 t ≥ 50
2 4 5 6
1,5
C4 Orfandade Sim Não
6 0
1
C5 Perigo para o meio ambiente Alto Baixo
6 1
1
C6 Resultado da inspeção visual Bom Ruim
1 6
0,5
C7 Disponibilidade de disjuntor curinga para canibalizar
Sim Não
0 6
1
C8 Período de comercialização já encerrado
Sim Não
6 0
0,5
C9 Número de ciclos de operação maior do que 90% do índice MOCBF na classe de tensão do disjuntor – ver tabela 5.2
Sim Não
6
1
1
Rj = ∑∑∑∑ ci . pi
87
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
6.3. Exemplo de Aplicação
A seguir foi estruturado um exemplo de aplicação da primeira etapa do processo de análise utilizando os conceitos apresentados, tendo como base a um grupo de 24 disjuntores fictícios.
Lembra que após esta etapa, os disjuntores selecionados deverão compor um grupo maior com outros disjuntores selecionados de outros grupos, para então efetuar o processo de priorização proposto na tabela 6.2.
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
I. OBJETIVO
A partir de um grupo de disjuntores a ser avaliado, selecionar aqueles considerados obsoletos, utilizando a metodologia proposta nesse trabalho de pesquisa.
II. ESTUDO DA ESTRUTURA DE MANUTENÇÃO (PRIMEIRA ETAPA)
A principal questão a ser estudada, é avaliar se política de manutenção em prática, poderá ser aplicada por pelo menos mais 10 anos a frente.
II.1. Dados Gerais do Grupo " identificação de grupo e formalização da política de manutenção adotada para o grupo
Classe de Tensão 245 kV Tecnologia extinção do arco elétrico (óleo, SF6, Ar comprimido)
SF6 Pressão única
Fabricante, número de série D; número de série " D1, D2, D3 ... D24 Tipo/ projeto M Quantidade de equipamentos do mesmo grupo em operação
24 unidades
Quantidade de equipamentos do mesmo grupo em almoxarifado ou fora de operação montados nas subestações
1 ( 4% )
Ano do fim do período de comercialização (*) 1997 Política de terceirização para manutenções preventivas
A Intervenção maior nível é contratada, as demais realizadas com recursos próprios.
Política de terceirização para manutenções corretivas
Execução com recursos próprios.
(*) – considerar 10 anos desde a última unidade vendida.
88
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
II.2. Análise – Execução do plano de manutenção preventiva
Disponibilidade de Sobressalentes Há disponibilidade de sobressalentes para efetuar manutenções, exceto a manutenção de maior nível,
onde o mercado oferece a preços compatíveis, quando comparados com outros contratos já
praticados. Infra estrutura suporte Atende, a empresa dispõe de toda infra-estrutura
necessária para execução do plano de manutenção preventiva.
Capacitação das equipes de manutenção Atende, inclusive o mercado oferece este tipo de serviço.
Problemas crônicos ou repetitivos Não tem problemas crônicos
II.3. Análise – Execução de manutenções corretivas
Disponibilidade de Equipamento Curinga Há peças de reposição nos almoxarifados. Infra estrutura suporte Atende, a empresa dispõe de toda infra estrutura
necessária Capacitação das equipes de manutenção Atende, inclusive o mercado oferece este tipo de
serviço Problemas crônicos ou repetitivos Não tem problemas crônicos
II.4. Parecer sobre a estrutura de manutenção
Há uma grande chance da política de manutenção ser atendida, considerando que há disponibilidade de peças de reposição e sobressalentes, equipes capacitadas, bem como, o mercado de prestação de serviços tem empresa credenciada pelo fabricante para executar intervenções de grande porte. Conclui-se que, a partir da análise da estrutura de manutenção disponível, nenhum dos equipamentos do grupo deverá ser classificado como obsoleto.
Verificar outros fatores, tais como tempo de vida e risco.
III. ESTUDO DO TEMPO DE VIDA (SEGUNDA ETAPA)
Nesta etapa todos os disjuntores do grupo em estudo com mais de 30 anos de operação serão avaliados, onde fatores como o período de tempo até a próxima manutenção de grande porte e a proximidade de completar a idade limite de 50 anos, deverão ser considerados.
89
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
III.1. Levantamento de dados
Período de serviço – PS 18 anos Tempo de vida de cada disjuntor ! 31 anos – disjuntores D1, D2 e D3
! 36 anos – disjuntores D4, D5 e D6 ! Demais disjuntor tem menos de 27 anos
Equipamentos com mais de 30 anos de operação
! 6 Disjuntores.
Data da próxima manutenção preventiva de grande porte
! 2004 – disjuntores D1 e D2 ! 2006 – disjuntores D3, D4 e D6 ! 2010 – disjuntor D5
Relação entre o nível de curto circuito da barra e a capacidade de interrupção da corrente de curto circuito de cada disjuntor sob análise.
! Exceto o disjuntor D1, que tem um relação de 93%, os demais tem uma relação menor do que 70%.
III.2. Analisar tempo de vida
Disjuntores com mais de 30 anos de operação ! 31 anos – disjuntores D1, D2 e D3 ! 36 anos – disjuntores D4, D5 e D6
Disjuntores em que está faltando menos de ¼ do tempo de um período de serviço até a próxima manutenção de grande porte
! Disjuntores D1, D2, D3, D4 e D6
Disjuntor cuja relação entre o nível de curto circuito da barra e a capacidade de interrupção da corrente de curto circuito de cada disjuntor sob análise é maior do que 90%.
! Disjuntor D1, que tem uma relação de 93%.
Disjuntor em que o tempo de operação mais meio período de serviço é maior do que 50 anos
! Nenhum disjuntor
III.3. Parecer sobre o tempo de vida
Apenas o disjuntor D1 deverá ser considerado como obsoleto, posto que ele tem mais de 30 anos de
operação, está no quarto final do tempo entre manutenções de grande porte, além do o nível de
curto circuito da barra é maior do que 90% da capacidade de interrupção da corrente de curto
circuito.
Analisar o fator risco, para cada um dos disjuntores com mais de 30 anos.
90
U F P E - DEESP Capítulo 6 – Seleção e Classificação de Disjuntores como Obsoletos
IV. ESTUDO DO GRAU DE RISCO ( TERCEIRA ETAPA )
Nessa etapa todos os disjuntores do grupo em estudo com mais de 30 anos de operação serão avaliados para classificação do grau de risco.
IV.1. Levantamento de dados complementares
λλλλ0 """" Taxa de falhas de referência λλλλ i """" Taxa de falhas do ano i λλλλmédio """" Estimador para o grupo n """" Numero de anos da amostra αααα """" Significância do teste tαααα;n-1 """" valor limite para a estatística de teste t
λ0 = 0,00439 λ1,...,5 = [0,00535; 0,00458; 0,00754;
0,0075; 0,0056] λmédio = 0,006114
n=5 anos α=10%;
tα;n-1 = 2,015. Calcular os valores para aplicação do teste de hipóteses:
1)( 2
−−
= ∑n
s médioi λλ" Desvio padrão da amostra
nst médio 0
0λλ −= " Estatística de teste
s = 0,001337
t0 = 2,8833 Aplicar o teste de hipóteses, observando o valor limite superior tαααα;n-1
O teste indica que a hipótese alternativa deve ser aceita, já que t0 > tαααα;n-1 , ou seja o conjunto de
disjuntores pertence ao Grupo P2
Verificar na tabela de conseqüências, onde cada disjuntor deve ser classificado (C1; C2; C3; C4) )
! C3 - grave " disjuntor D4 ! C2 - leve " disjuntores D1, D2
e D5; ! C1 - desprezível " disjuntores
D3 e D6
IV.2. Classificar o grau de risco
Identificar através da matriz de risco o grau de risco de cada disjuntor
! Grau de Risco A " disjuntor D4 ! Grau de Risco B """" disjuntores D1, D2 e D5! Grau de Risco C """" disjuntores D3 e D6
IV.3. Parecer a partir do grau de risco
Nesta fase, apenas o disjuntor D4 deverá ser considerado obsoleto, pois está operando num ponto crítico do sistema e a análise de risco o classificou como grau de risco A.
V. PARECER FINAL
Os disjuntores D1 e D4 foram considerados obsoletos. O primeiro onde foram considerados fatores relacionados ao tempo de operação e o segundo devido ao fator risco.
U F P E - DEESP Capítulo 7 - Conclusões e Sugestões para Trabalhos Futuros
Capítulo 7
Conclusões e Sugestões para trabalhos futuros
Os recursos previstos para o investimento na substituição de disjuntores considerados
obsoletos, via de regra não são reconhecidos para atualização de receitas.
Por outro lado, o desempenho de funções básicas dos sistemas de transmissão, tais como os
terminais de transformação e de linhas de transmissão, principalmente em sistemas radiais,
são fortemente influenciados pelo desempenho dos disjuntores de fronteira.
7.1. Conclusões
Desconsiderando fatores políticos relacionados a operação de equipamentos antigos, a
análise da capacidade da estrutura de manutenção visando pôr em prática a política de
manutenção definida, seja para manutenção preventiva, seja para eventuais reparos, por
pelo menos mais um período de serviço, é o ponto principal a ser considerado, sendo uma
questão nevrálgica, o risco de quebra de estoques de sobressalentes necessários.
Não menos importante, é a necessidade de analisar a capacidade de atendimento das
equipes de manutenção para os serviços de reparo, considerando questões como
92
U F P E - DEESP Capítulo 7 - Conclusões e Sugestões para Trabalhos Futuros
capacitação ou renovação desta, através do investimento em novos empregados, bem como
a infra-estrutura suporte.
Um fator que deve influenciar na substituição de disjuntores obsoletos é tendência de
queda no preço. A Figura 7.1 ilustra este fato (Revista Electra, número 208, junho 2003).
Figura 7.1 – Evolução do Preço de Disjuntores de 242kV - 40kA
Quanto ao gerenciamento do risco, o registro e tratamento adequado das ocorrências de
falhas e defeitos, bases para análise da confiabilidade dita preditiva, bem como o
conhecimento do sistema objeto sob o enfoque atual e futuro, este último ajudando a
mitigar as conseqüências de uma falha, são tratados a partir de análises pontuais.
Conviver com equipamentos obsoletos é uma decisão da gerência de manutenção, a luz de
diretrizes da própria empresa, porém, identificados os disjuntores nessa condição, foi
proposta um aprofundamento da análise para o estabelecimento de prioridades.
O uso de sistemas integrados de gestão de ativos, com tratamento de dados e informações
das áreas de manutenção, operação, suprimento e engenharia de expansão integrados,
possibilitará a partir dos critérios aqui propostos, e de outros por ventura considerados
93
U F P E - DEESP Capítulo 7 - Conclusões e Sugestões para Trabalhos Futuros
importantes, estabelecer rotinas para identificação e classificação de disjuntores obsoletos,
como uma das medidas da “saúde” do sistema, bem como dados para a elaboração do
plano de investimento destinado a substituição de disjuntores.
7.2. Sugestões para trabalhos futuros
O desenvolvimento de sistemas especialistas que possam reter, agregar e disseminar o
conhecimento tecnológico de diversas áreas de atuação de uma corporação, além de servir
para decisões técnicas e gerenciais relativas à execução de tarefas rotineiras complexas de
engenharia é apontado como alternativa mais adequada para a representação e solução dos
problemas relativos ao dimensionamento elétrico, especificação, operação e manutenção
dos equipamentos de redes de energia elétrica de transmissão. Este parece um caminho
natural para o trabalho aqui desenvolvido.
A utilização de banco de dados de falhas abrangentes, construídos sob as mesmas bases,
envolvendo o maior numero possível de empresas do setor elétrico, modelado através de
uma abordagem por modos de falha, que traduzam não só os problemas técnicos que
invariavelmente ajuda os técnicos de manutenção para implantação de melhorias dos
projetos, mas também, com uma abordagem sistêmica sobre a aplicação e gerenciamento
de riscos.
94
U F P E - DEESP Referências Bibliográficas
Referências Bibliográficas
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS – ABNT; 1981. Confiabilidade – Terminologia. NBR 5462. Rio de Janeiro.
ALMEIDA, A.T.; 1987. Aspectos Conceituais Considerados na Avaliação de Desempenho de Sistemas. In: IX SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, Belo Horizonte, Brasil.
ALMEIDA, A.T.; 1989. Critérios para Estabelecimento de Índices e Níveis de Desempenho Operacional. In: X SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, Belo Horizonte.
BARROS FILHO, L.C.; 1995. Modelos de Decisão Aplicados à Mantenabilidade. Recife. Dissertação de Mestrado - UFPE, 1995.
BRANCO FILHO, G.; 2001. Manutenção Centrada em Confiabilidade. Apostila do Curso Gerência de Manutenção, Abramam – Regional Minas Gerais, Brasil.
BIANCHI, P. R.; 2000. Caracterização de Envelhecimento de Transformadores de Potência: Análise Comparativa. Florianópolis. Dissertação de Mestrado - UFSC.
BILLINTON, R; ALLAN,R.N.; 1983. Reliability Evaluation of Engineering Systems: Concepts and Techniques. 1.ed. Pitmam Books Limited.
BRUNKE, J.H.; 2003. Circuit-Breakers: Past, Present and Future. Cigré – Revista Electra, Paris, número 208, junho 2003, p. 14-20.
CARTER, A.D.S.; 1986. Mechanical Reliability. 2. ed. Macmillan Education Ltd..
CARVALHO, A.C.C.; PUENTE, A.P.; FUCHS, A. et al.; 1995. Disjuntores e Chaves: Aplicação em Sistemas de Potência. 1. ed. Furnas Centrais Elétricas e Editora da Universidade Federal Fluminense.
CIGRÉ WG 13.06. 2000. Life Management of Circuit-Breabers. CIGRÉ Technical Brochure 165.
COLOMBO,R.; 1986. Disjuntores de Alta Tensão. 1. ed. Livraria Nobel e Siemens S.A.
COLOMBO,R.; 1990. Disjuntores em Sistemas de Potência. Siemens S.A.
D’AJUZ, A.; RESENDE, F.M.; CARVALHO, F.M.S. et al.; 1985. Equipamentos Elétricos – Especificação e Aplicação em Subestações de Alta Tensão. 1. ed. Furnas Centrais Elétricas e Editora da Universidade Federal Fluminense.
GREENWOOD, A.; 1991. Electrical Transients in Power Systems. 2. ed. Junh Wiley & Sons, Inc.
95
U F P E - DEESP Referências Bibliográficas
HEISING, C.R.; JANSSEN, A.L.J.; LANZ, W. et al.; 1994. Summary of Cigre 13.06 Working Group World Wide Reliability data and Maintenance Cost data on High Voltage Circuit Breakers above 63 kV. In: IEEE – POWER SYSTEMS RELIABILITY SUBCOMMITTEE; 1997. Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and Commercial Power Systems. IEEE Std 493-1997. Apendice J; p. 373-382.
INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION – IEC; 1987. High-Voltage Alternating-Current Circuit Breakers – 56 IEC 1987.
INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION – IEC; 1996. Common Specifications for High-voltage Switgear and Controlgear Standards – 694 IEC 1996.
IEEE – POWER SYSTEMS RELIABILITY SUBCOMMITTEE; 1997. Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and Commercial Power Systems. IEEE Std 493-1997.
IEEE – SWITCHGEAR COMMITTEE; 2000. Guide for the Selection of Monitoring for Circuit Breakers. IEEE Std C37.10.1-2000.
KUME, H.; 1989. Métodos Estatísticos para Melhoria da Qualidade. 1. ed. Editora Gente.
MAZZA, G. & MICHACA, R.; 1981. The First International Enquiry on Circuit-breaker Failures and Defects in Service. Reports Sponsored by Study Committees. Cigré – Revista Electra, Paris, número 79.
MAZZA, G. & MICHACA, R.; 1987. Summary of CIGRÉ Working Group 13.06 Studie on the Test and Control Methods Intended to Assure the Reliability of High-voltage Circuit-Breakers, Cigré – Revista Electra, Paris, número 102.
MEYER, P. L.; 1973. Probabilidade – Aplicações à Estatística. Ao Livro Técnico S.A.
MONCHY, F.; 1989. A Função Manutenção – Formação para Gerência da Manutenção Industrial. 1. ed. Ebras Editora Brasileira e Editora Durban .
MOUBRAY, J.; 1994. Reliability-Centered Maintenance. Butterwork Heinemann, London.
MÜLLER, R.; SCHWARZ, E.; 1987. Confiabilidade – Tabelas e Nomogramas para uso prático. 1. ed. Siemens S.A. e Livraria Nobel S.A.
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS; 2004. Procedimentos de Rede – Módulos 2, 3, 4, 5, 16, 19 e 20. Disponível em: http://www.ons.org.br.
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS; 2003. Plano de Ampliação e Reforços na Rede Básica, período 2004 a 2006, Volume 1, 2003. Disponível em: http://www.ons.org.br.
96
U F P E - DEESP Referências Bibliográficas
O’CONNOR, P.D.T.; 1985. Pratical Reliability Engineering. 2. ed. Jonh Wiley & Sons Ltda.
PAMPLONA, E.de O. & MONTEVECHI, J.A.B.; 1998. Engenharia Econômica. Apostila do Curso de Engenharia Econômica, Fupai.
PENA, M.C.M.; 2003. Falhas em Transformadores de Potência: Uma Contribuição para análise, definiçõs, causas e soluções. Itajubá. Dissertação de Mestrado em Ciências da Engenharia – UNIFEI.
SIQUEIRA, I.P.; 2001. Impactos na Manutenção na Disponibilidade e Performance de Sistemas Elétricos de Potência. In: XVI SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. Campinas, Brasil.
SIQUEIRA, I.P.; 1999. Processos de Decisão Markovianos em Sistemas de Segurança e Proteção. Recife. Dissertação de Mestrado em Engenharia de Produção – UFPE.
STEVENSON, J.W.; 1981. Estatística Aplicada à Administração. 1. ed. Harper & Row do Brasil.
WEKEMA, M.C.C.; 1996. Como Estabelecer Conclusões com Confiança: Entendendo Inferência Estatística. 1. ed. Escola de Engenharia da UFMG e Fundação Christiano Ottoni.
OUTROS DOCUMENTOS CONSULTADOS
BC HYDRO – Transmission & Distribution; 1996. Strategy for Replacement of Aged and Obsolete Substation Equipment. Report SP9602.
CHESF; 2000. Manual de Gerência de Riscos.
DUARTE, D.; 2003. Gerenciamento dos Riscos do Processo, Uma Nova Maneira de Pensar. Material apresentado durante palestra realizada na Chesf.
SIQUEIRA, I. P.; 2002. Manutenção Centrada na Confiabilidade, Apostila do Curso Gestão de Manutenção do PPGEP - UFPE, Recife.
OHSC Transmission; 1998. Transmission Component Refurbishment & Replacement, Strategy Document. Canadá